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图1 电化学储能逐年累计装机情况
增长潜力巨大
各省区市积极布局多种新型储能技术路线,目前,已有20余个省市公布了储能发展规划,到2025年,新型储能装机超70吉瓦,其中青海、山西、甘肃3个省份规划的储能规模最大,总装机目标均在6吉瓦左右,河南、宁夏、内蒙古、山东紧随其后,总装机目标均达到5吉瓦。根据《统计数据》,截至2023年6月底,累计投运电化学储能14.30吉瓦,占各省区市规划总装机的20%,目前,仅山东、宁夏、内蒙古、湖南、甘肃5省(自治区)累计投运总装机超过1吉瓦。未来,电化学储能发展空间巨大,预计到2025年,电化学储能将延续高速增长态势,且有进一步扩大的趋势(见图2)。
图2 “十四五”时期各省区市新型储能发展规划
单体规模提高
2020年,国内首个百兆瓦级电化学储能电站并网。近两年,各地百兆瓦级大型电化学储能电站逐步建成投运,根据《统计数据》,截至2023年6月底,累计投运百兆瓦级电化学储能电站57座、在建电站52座,电化学储能电站逐步呈现集中式、大型化的发展趋势(见图3)。大型储能电站电芯数量庞大、电气设备数量多、信息数据海量,对电站集成技术、消防安全、日常运维等带来更大的挑战,提升大型电化学储能电站在全寿命周期内的安全管理能力迫在眉睫。
图3 大型电化学储能电站发展情况
应用场景集中
电化学储能主要集中在电源侧新能源配储和电网侧独立储能。根据《统计数据》,截至2023年6月底,新能源配储和独立储能累计投运总装机合计占比达80%以上。当前,全国已有多个省市发布新能源配储政策,大部分省份配储比例在5%~30%之间,配置时长1~2小时为主,最高可到4小时。截至2023年6月底,累计投运新能源配储装机6.20吉瓦,其中今年上半年新增装机约3.38吉瓦。自2021年以来,我国陆续出台了独立储能示范项目建设、鼓励共享租赁、鼓励参与电力现货市场交易及辅助服务市场交易等一系列支持政策,根据《统计数据》,截至2023年6月底,累计投运独立储能装机5.51吉瓦,其中今年上半年新增装机约3.41吉瓦,独立储能发展势头迅猛(见图4)。
图4 电化学储能电站应用场景分布情况
电化学储能电站利用情况有待提升
整体平均利用系数与2022年持平
根据《统计数据》,2023年上半年,电化学储能日均利用小时数为2.16小时、平均利用系数0.09(折合成满额定功率运行时的小时数与统计期间小时数的比值),与2022年电化学储能平均利用情况基本持平。
从应用场景看,火储联合调频是目前市场化程度较高、投资回报相对较好的应用领域,另外,较大的峰谷价差为用户侧储能带来一定的盈利空间,2023年上半年,火电配储、用户侧储能运行较为充分,日均利用小时数分别为3.24小时、4.54小时,平均利用系数分别为0.14、0.19。独立储能容量租赁仍需进一步明确保障机制,辅助服务收益无法达到预期值,储能参与电力现货市场还处于探索阶段,新能源配储还没有相对成熟的收益模式,电网侧独立储能与新能源配储略低于电化学储能平均利用水平,利用系数均为0.06。
新能源配储利用情况有所好转,但仍不及设计预期
考虑电化学储能电站不同于常规水电、火电等机组,其运行状况与系统要求密切相关,运行特性与其所在的应用场景密切相关,不能简单地从利用小时数低断言电化学储能电站利用率水平低。本次《统计数据》新增利用率指数评价指标,将统计期间利用小时数与电站设计充放电小时数进行比较,用于评价电化学储能电站是否达到设计预期水平,客观反映电化学储能电站利用率水平。
根据《统计数据》,2023年上半年,电化学储能平均利用率指数为0.34,意味着达到电站平均设计利用小时数的34%,与电站设计初衷存在一定的差异,平均日等效充放电次数0.58次,相当于每1.7天完成一次完整充放电。
从应用场景看,各场景利用情况均不及设计预期。其中,火电配储与设计预期差异较小,平均利用率指数为0.59,达到电站平均设计利用小时数的59%。用户侧储能平均利用率指数为0.49,达到电站平均设计利用小时数的49%。电网侧独立储能与新能源配储略低于平均利用率指数,分别为0.32、0.27,分别达到电站平均设计利用小时数的32%、27%。
下一步发展建议
一是因地制宜配置储能规模。当前,各地区发布的一系列储能支持政策,极大地刺激了产业链下游企业加快布局储能业务,在一定程度上降低了储能产业链下游成本,但储能利用率有待进一步提高。应基于当地电源结构、网架结构、负荷特性等因素,结合已建储能电站实际数据,由地方政府和电网公司牵头,滚动确定并发布区域各应用场景储能规模和比例,有序引导储能建设节奏。
二是提升电化学储能安全管理能力。目前,新能源配储的利用情况普遍不及预期,部分电站存在长期不用的情况,忽视了电站安全管理、运维管理和产品质量管理,后续一旦开展正常应用存在安全隐患。对于长期不用的电站,应在电站按设计预期投运前做好全方位风险隐患排查及安全评估,尤其是电池一致性评估等工作,避免出现各类潜在的风险隐患。此外,大型储能电站技术路线多样、设备数量众多、运行方式更为复杂,随着储能向更大容量发展,应高度重视大型储能电站集成技术、日常运维及消防管理,加强电站安全状态监测分析,提升大型储能电站安全管理能力。
三是建立电化学储能对标评价体系。电化学储能特性与常规水电、火电不同,需要站在电力系统及储能电站本身,制定与电化学储能特性相适应的对标评价指标,建立分级分类综合评分标准,科学客观评价在不同应用场景下电化学储能的运行效果及作用。同时选取装机规模较大的电化学储能电站,加快电化学储能行业对标评价试点落地,树立电化学储能电站标杆示范,引领行业高质量发展。
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