電化學儲能加速崛起機遇與挑戰(zhàn)并存

　　得益于政策支持、技術進步、成本下降等多重因素推動，以電化學儲能為代表的新型儲能駛入發(fā)展“快車道”，裝機規(guī)模呈現(xiàn)爆發(fā)式增長，新型儲能在能源電力轉型中的作用和地位日益顯現(xiàn)。國家能源局授權中國電力企業(yè)聯(lián)合會牽頭建設的國家電化學儲能電站安全監(jiān)測信息平臺，日前發(fā)布了《2023年上半年度電化學儲能電站行業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)》(以下簡稱《統(tǒng)計數(shù)據(jù)》)，匯總了全國電力安全生產(chǎn)委員會19家企業(yè)成員單位500千瓦/500千瓦時以上的電化學儲能電站建設、電力電量、能效、可靠性等情況，這些數(shù)據(jù)反映了電化學儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展現(xiàn)狀。

　　電化學儲能行業(yè)進入規(guī)?；l(fā)展期

　　行業(yè)發(fā)展迅猛

　　近年來，電化學儲能呈現(xiàn)爆發(fā)式增長，根據(jù)《統(tǒng)計數(shù)據(jù)》，2023年上半年，新增投運電化學儲能電站227座、總功率7.41吉瓦、總能量14.71吉瓦時，新增規(guī)模創(chuàng)歷史新高，超過此前歷年累計裝機規(guī)?？偤?見圖1)。此外，目前在建電化學儲能電站325座、總功率12.92吉瓦、總能量30.49吉瓦時，按照電化學儲能電站建設周期一般6～8個月計算，在不計新增項目的情況下，2023年下半年新增裝機規(guī)模也將翻一番，提前兩年完成“十四五”規(guī)劃裝機目標(國家發(fā)改委、國家能源局《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》中提到，2025年新型儲能裝機規(guī)模達3000萬千瓦以上)。

　　增長潛力巨大

　　各省積極布局多種新型儲能技術路線，目前，已有20余個省市公布了儲能發(fā)展規(guī)劃，到2025年，新型儲能裝機將超70吉瓦，其中青海、山西、甘肅3個省份規(guī)劃的儲能規(guī)模最大，總裝機目標均在6吉瓦左右;河南、寧夏、內蒙古、山東緊隨其后，總裝機目標均達到5吉瓦。根據(jù)《統(tǒng)計數(shù)據(jù)》，截至2023年6月底，累計投運電化學儲能14.30吉瓦，占各省規(guī)劃總裝機的20%，目前，僅山東、寧夏、內蒙古、湖南、甘肅5省/自治區(qū)累計投運總裝機超過1吉瓦。未來，電化學儲能發(fā)展空間巨大，預計到2025年，電化學儲能將延續(xù)高速增長態(tài)勢，且有進一步擴大的趨勢(見圖2)。

　　單體規(guī)模提高

　　2020年，國內首個百兆瓦級電化學儲能電站并網(wǎng)。近兩年，各地百兆瓦級大型電化學儲能電站逐步建成投運，根據(jù)《統(tǒng)計數(shù)據(jù)》，截至2023年6月底，累計投運百兆瓦級電化學儲能電站57座、在建電站52座，電化學儲能電站呈現(xiàn)集中式、大型化的趨勢(見圖3)。大型儲能電站電芯數(shù)量龐大、電氣設備數(shù)量多、信息數(shù)據(jù)海量，對電站集成技術、消防安全、日常運維等帶來更大的挑戰(zhàn)，提升大型電化學儲能電站在全壽命周期內的安全管理能力迫在眉睫。

　　應用場景集中

　　電化學儲能主要集中在電源側新能源配儲和電網(wǎng)側獨立儲能。根據(jù)《統(tǒng)計數(shù)據(jù)》，截至2023年6月底，新能源配儲和獨立儲能累計投運總裝機合計占比達80%以上。當前，全國已有多個省份發(fā)布新能源配儲政策，大部分省份配儲比例在5%～30%之間，配置時長以1～2小時為主，最高可到4小時。截至2023年6月底，累計投運新能源配儲裝機6.20吉瓦，其中今年上半年新增裝機約3.38吉瓦。自2021年以來，我國陸續(xù)出臺了獨立儲能示范項目建設、鼓勵共享租賃、鼓勵參與電力現(xiàn)貨市場交易及輔助服務市場交易等一系列支持政策。根據(jù)《統(tǒng)計數(shù)據(jù)》，截至2023年6月底，累計投運獨立儲能裝機5.51吉瓦，其中今年上半年新增裝機約3.41吉瓦，獨立儲能發(fā)展勢頭迅猛(見圖4)。

　　電化學儲能電站利用情況有待提升，整體平均利用系數(shù)與2022年持平

　　根據(jù)《統(tǒng)計數(shù)據(jù)》，2023年上半年，電化學儲能日均利用小時數(shù)為2.16小時、平均利用系數(shù)0.09(折合成滿額定功率運行時的小時數(shù)與統(tǒng)計期間小時數(shù)的比值)，與2022年電化學儲能平均利用情況基本持平。

　　從應用場景看，“火電+儲能”聯(lián)合調頻是目前市場化程度較高、投資回報相對較好的應用領域。另外，較大的峰谷價差為用戶側儲能帶來一定的盈利空間。2023年上半年，火電配儲、用戶側儲能運行較為充分，日均利用小時數(shù)分別為3.24小時、4.54小時，平均利用系數(shù)分別為0.14、0.19。獨立儲能容量租賃仍需進一步明確保障機制，輔助服務收益無法達到預期值，儲能參與電力現(xiàn)貨市場還處于探索階段，新能源配儲還沒有相對成熟的收益模式，電網(wǎng)側獨立儲能與新能源配儲略低于電化學儲能平均利用水平，利用系數(shù)均為0.06。

　　新能源配儲利用情況有所好轉，但仍不及設計預期

　　考慮電化學儲能電站不同于常規(guī)水電、火電等機組，其運行狀況與系統(tǒng)要求密切相關，運行特性與其所在的應用場景密切相關，不能簡單地從利用小時數(shù)低斷言電化學儲能電站利用率水平低?！督y(tǒng)計數(shù)據(jù)》新增利用率指數(shù)評價指標，將統(tǒng)計期間利用小時數(shù)與電站設計充放電小時數(shù)進行比較，用于評價電化學儲能電站是否達到設計預期水平，客觀反映電化學儲能電站利用率水平。

　　根據(jù)《統(tǒng)計數(shù)據(jù)》，2023年上半年，電化學儲能平均利用率指數(shù)為0.34，意味著達到電站平均設計利用小時數(shù)的34%，與電站設計初衷存在一定的差異，平均日等效充放電次數(shù)0.58次，相當于每1.7天完成一次完整充放電。

　　從應用場景看，各場景利用情況均不及設計預期。其中，火電配儲與設計預期差異較小，平均利用率指數(shù)為0.59，達到電站平均設計利用小時數(shù)的59%。用戶側儲能平均利用率指數(shù)為0.49，達到電站平均設計利用小時數(shù)的49%。電網(wǎng)側獨立儲能與新能源配儲略低于平均利用率指數(shù)，分別為0.32、0.27，分別達到電站平均設計利用小時數(shù)的32%、27%。

　　下一步發(fā)展建議

　　一是因地制宜配置儲能規(guī)模。當前，各地區(qū)發(fā)布的一系列儲能支持政策，極大地刺激了產(chǎn)業(yè)鏈下游企業(yè)加快布局儲能業(yè)務，在一定程度上降低了儲能產(chǎn)業(yè)鏈下游成本，但儲能利用率有待進一步提高。應基于當?shù)仉娫唇Y構、網(wǎng)架結構、負荷特性等因素，結合已建儲能電站實際數(shù)據(jù)，由地方政府和電網(wǎng)公司牽頭，滾動確定并發(fā)布區(qū)域各應用場景儲能規(guī)模和比例，有序引導儲能建設節(jié)奏。

　　二是提升電化學儲能安全管理能力。目前，新能源配儲的利用情況普遍不及預期，部分電站存在長期不用的情況，忽視了電站安全管理、運維管理和產(chǎn)品質量管理，后續(xù)一旦開展正常應用就會存在安全隱患。對于長期不用的電站，應在電站按設計預期投運前做好全方位風險隱患排查及安全評估，尤其是電池一致性評估等工作，避免出現(xiàn)各類潛在的風險隱患。此外，大型儲能電站技術路線多樣、設備數(shù)量眾多、運行方式更為復雜，隨著儲能向更大容量發(fā)展，應高度重視大型儲能電站集成技術、日常運維及消防管理，加強電站安全狀態(tài)監(jiān)測分析，提升大型儲能電站安全管理能力。

　　三是建立電化學儲能對標評價體系。電化學儲能特性與常規(guī)水電、火電不同，需要站在電力系統(tǒng)及儲能電站本身的角度，制定與電化學儲能特性相適應的對標評價指標，建立分級分類綜合評分標準，科學客觀評價在不同應用場景下電化學儲能的運行效果及作用。同時選取裝機規(guī)模較大的電化學儲能電站，加快電化學儲能行業(yè)對標評價試點落地，樹立電化學儲能電站標桿示范，引領行業(yè)高質量發(fā)展。

　　本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2023年11期，作者單位：中國電力企業(yè)聯(lián)合會