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全文丨中电联新能源配储能运行情况调研报告发布!

北极星电力会展网 来源:中电联 2022-11-24 10:00:23

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年1~8月,全国电化学储能项目非计划停机达到329次。电化学储能的安全标准、管理规范有待进一步提升。

六是新型储能运维难度大。电化学电芯数量庞大,储能项目电池单体颗数的规模已经达到万级甚至几十万级,维护难度极大;储能电站运维涉及到电气、化学、控制等多专业,当前运维粗放,运检维修人员专业性有待提升。

三、有关建议

一是优化储能配置和调运方式,提升储能利用水平。因地制宜配置储能规模和型式。结合当地新能源消纳、资源特性、网架结构、负荷特性、电网安全、电源结构等因素,具体分析各地系统调频、调峰需求,综合煤电灵活性改造、抽水蓄能建设、电网调节能力提升等实际情况,合理确定新能源配置储能的规模和型式,避免资源浪费。逐步扩大独立储能/共享储能比例。统筹区域内新能源项目、电网安全运行要求,集中建设独立或共享储能电站,新能源大基地项目、新能源分布式项目配置储能均宜集中建设储能电站,新能源项目共享储能容量、分摊储能费用。健全储能设施运行机制。建立“统一调度、共享使用”的协调运行机制,优化储能电站并网运行控制策略,提高储能利用效率。

二是加大科技创新与运维管理,提升储能安全水平。加大技术创新。改进储能电芯安全控制技术及安全结构,完善储能电站并网运行控制策略,提升本质安全水平;加强安全预防智能化建设,搭建数字化储能电站数据处理与运维平台,减少操控失误带来的安全问题。优化安全管理体系。强化电化学储能消防管理,制定储能电站消防审核验收、备案程序;建立电池选型和检测体系,新投运储能项目须开展电池单体、电池模块及电池管理系统到货抽检及储能电站并网检测,检测不符合要求的不予并网;在运储能项目应开展在线运行性能监测和评价,定期进行抽检及监督检查;加强运维人员安全培训。完善技术标准体系。提升储能标准与科技创新、管理创新的耦合力度,在储能电站设计、设备技术要求、施工及验收、运行维护、设备检修、安全及风险防控等方面,加快标准制修订工作,实现标准引领。

三是完善市场机制,促进储能产业发展。健全新型储能电站参与电力市场规则。按照《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》要求,各地方加快完善储能电站参与电力市场相关配套政策及实施细则,保障新型储能更好地融入电力市场;完善新型储能参与电能量市场、辅助服务市场等机制。通过价格信号激励市场主体自发配置储能资源,引导社会资本参与新型储能建设。出台新型储能容量电价政策。理顺各类灵活性电源电价机制,出台容量价格政策,尽快完善新型储能商业模式,促进新型储能、灵活性煤电、抽水蓄能等各类灵活性资源合理竞争。


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