新能源配储能运行情况调研报告-中电联.pdf

新能源配储能运行情况调研报告 习近平总书记在中共中央政治局第三十六次集体学习时指出，要推 进先进储能技术规模化应用。近年来，我国高度重视储能技术与产业发 展，先后出台一系列政策措施。截至目前，全国已有近30 个省份出台 了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，大力发展“新能源+储 能”。但新能源配储能存在利用率不高、成本难以消化、分散方式难发 挥有效作用、配置的合理性及规模缺乏科学论证等问题。 为促进新型储能产业高质量发展，中电联组织完成了“新能源配储 能运行情况调研”报告，提出了相关措施建议，为政府制定政策和电力 企业规划发展提供参考。 一、新能源配储能的调研情况 截至2021年底，全国储能装机规模达到4266 万千瓦，其中新型 储能装机626.8 万千瓦，同比增长56.4%；新型储能中90%为电化学 储能。截至2021年底，电源侧、用户侧、电网侧储能装机占比分别为 49.7%、27.4%和22.9%，电源侧储能接近装机的一半。各省规划的新 型储能发展目标合计超过6000 万千瓦，是国家能源局 《关于加快推动 新型储能发展的指导意见》文件中提出的2025 年达到3000 万千瓦目 标的两倍。其中，电源侧配储能是各个省份重点支持方向，近期逐步加 大了独立储能发展要求。 为充分了解储能设施的运行情况，中电联对电网公司、发电集团等 单位所属的新型储能进行了专项调研。本次共调研电化学储能项目208 个，合计容量215 万千瓦，占全国电化学储能装机的近40%。其中， 调研新能源配储能装机105 万千瓦，占全国新能源配储装机的三分之二， 具有代表性。调研结果表明： 从不同应用场景储能项目配置时长看，调研机组储能平均时长为 2h，新能源储能配置时长为1.6h，火电厂配储能为0.6h，电网储能为 2.3h、用户储能为5.3h，基本反映了各应用场景的技术需求和特性。 从各区域储能应用场景分布看，华北、西北区域以新能源配储能为 主，华东区域新能源配储能、电网侧储能与用户侧储能应用分布较为均 衡，南方区域以火电厂配储能为主。 从储能运行策略看，新能源配储至多弃电期间一天一充一放运行， 个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况。 从储能等效利用系数看，调研电化学储能项目平均等效利用系数为 12.2%，新能源配储系数仅为6.1%，火电厂配储能为 15.3%，电网储 能为14.8%，用户储能为28.3%。相对而言，华北、西北区域的新能源 配储等效利用系数高于其他区域。 从储能项目造价和商业模式看，储能项目造价大多在1500～3000 元/kWh之间，项目间由于边界条件不同造价差异较大。新能源配置储 能具有平抑新能源输出功率波动、提升新能源消纳量、降低发电计划偏 差、提升电网安全运行稳定性、缓解输电阻塞等作用，在能量市场、辅 助服务市场、容量市场中具有多元价值，商业模式不尽相同、地区差异 性较大。但从实际情况看，大部分储能项目的盈利水平不高。 二、新能源配储能存在的主要问题 一是新能源配储能利用率低。新能源配储能调用频次、等效利用系 数、利用率低于火电厂配储能、电网储能和用户储能。 二是新能源配储能规模、型式没有进行科学论证。新型储能种类繁 多、功用不一、技术成熟度和经济性差异大。多地采取“一刀切”式的配 置标准，部分地区将配储能作为新能源建设的前置条件。风电配储和光 伏配储对于储能的利用、弃风弃光的解决具有明显差异性，同质化的配 置储能要求缺乏科学性。分散的配置方式无法体现规模效益，普遍存在 运营成本高、效率低等问题，难以充分发挥储能作用。 三是新型储能成本较高，缺乏疏导渠道。新型储能成本高于火电灵 活性改造、抽水蓄能等技术。当前新能源配储能的投资成本主要由新能 源企业内部消化，叠加锂离子电池成本上涨，给新能源企业带来了较大 的经营压力。 四是新型储能商业模式、电价机制有待进一步完善。新能源配储能 收益主要来源于电能量转换与辅助服务，储能的诸多市场和价格规则仍 有待落地；储能商业模式不稳定，回报机制不清晰，政策变动对收益影 响较大。比如近期山东储能的容量补偿标准大幅下降，企业收益受到较 大影响，不利于投资决策。 五是新型储能安全管理仍需加强。国外以及国内的储能起火事故说 明，安全问题是新型储能规模化健康稳定发展的关键影响因素。在高成 本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品，增加 了安全隐患。据统计，2022