中電聯(lián)：如何解決儲能“建而不用”問題

　　配建儲能已成為全國各地新能源項目并網(wǎng)的普遍要求，根據(jù)中電聯(lián)調(diào)研數(shù)據(jù)顯示，截至去年底，全國已有近30個省份出臺了“十四五”新型儲能規(guī)劃或新能源配置儲能文件，但新能源配儲等效利用系數(shù)僅為6.1%，影響儲能收益，儲能“建而不用”問題突出，亟待解決。

　　該問題也引起了國家能源主管部門的關注，近日，國家能源局新能源和可再生能源司副司長熊敏峰在有關會議致辭中表示，將會同有關方面研究優(yōu)化儲能調(diào)度運行機制，著力解決“建而不調(diào)”的問題。

　　新能源配儲利用現(xiàn)狀——新能源配儲利用率低、大部分儲能項目的盈利水平不高、商業(yè)模式不明

　　中電聯(lián)《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》顯示：中電聯(lián)本次共調(diào)研電化學儲能項目208個，合計容量215萬千瓦，占全國電化學儲能裝機的近40%。其中，調(diào)研新能源配儲能裝機105萬千瓦，占全國新能源配儲裝機的三分之二，具有代表性。調(diào)研結(jié)果如下：

　　從不同應用場景儲能項目配置時長看

　　調(diào)研機組儲能平均時長為2h，新能源儲能配置時長為1.6h，火電廠配儲能為0.6h，電網(wǎng)儲能為2.3h、用戶儲能為5.3h，基本反映了各應用場景的技術需求和特性。

　　從儲能運行策略看

　　新能源配儲至多棄電期間一天一充一放運行，個別項目存在僅部分儲能單元被調(diào)用、甚至基本不調(diào)用的情況。

　　從儲能等效利用系數(shù)看

　　調(diào)研電化學儲能項目平均等效利用系數(shù)為12.2%，新能源配儲系數(shù)僅為6.1%,火電廠配儲能為15.3%，電網(wǎng)儲能為14.8%,用戶儲能為28.3%。相對而言，華北、西北區(qū)域的新能源配儲等效利用系數(shù)高于其他區(qū)域。

　　從儲能項目造價和商業(yè)模式看

　　儲能項目造價大多在1500-3000元/kWh之間，項目間由于邊界條件不同造價差異較大。新能源配置儲能具有平抑新能源輸出功率波動、提升新能源消納量降低發(fā)電計劃偏差、提升電網(wǎng)安全運行穩(wěn)定性、緩解輸電阻塞等作用，在能量市場、輔助服務市場、容量市場中具有多元價值，商業(yè)模式不盡相同、地區(qū)差異性較大。但從實際情況看，大部分儲能項目的盈利水平不高。

　　存在問題：新能源配儲利用率低、配儲規(guī)模缺乏科學論證、成本缺乏疏導機制、商業(yè)模式欠缺等

　　儲能電站為何利用率低?儲能系統(tǒng)的利用率主要受計劃停運和非計劃停運兩個方面因素的影響。

　　計劃停運指儲能電站因檢查、試驗、檢修等目預先計劃安排停運的狀態(tài)，例如去年北京“4.16”儲能火災事故后，諸多省份多個儲能電站暫時停止運行，同時開展儲能安全大排查和安全改造，由于粗放式建設，安全、技術以及建設流程不滿足相關標準和規(guī)定是儲能電站利用率低的原因之一。

　　盈利水平有限，儲能電站主動不參與電力市場交易是計劃停運的主要原因之一。例如今年山東部分共享儲能電站在電力現(xiàn)貨市場交易中，由于夏季部分月份現(xiàn)貨市場電價價差過低，運營單位在考慮儲能電站充放電損耗和電池衰減等因素后，無盈利空間，運營單位主動停止儲能參與現(xiàn)貨市場服務。另一方面，目前儲能只有峰谷電價差有相對明確的計算方式，缺乏成熟的盈利模式，也是導致儲能電站大量閑置的重要因素。

　　非計劃停運是指不在計劃內(nèi)的停運，包括電力系統(tǒng)和儲能系統(tǒng)故障等因素造成的停運，其中儲能系統(tǒng)設備自身故障停運是儲能利用率低的最主要因素。

　　以磷酸鐵鋰儲能單元為例，集中式儲能單元由數(shù)千個單體電池串并聯(lián)而成，各類信息數(shù)據(jù)量龐大。以某百兆瓦級儲能電站實際報警和故障信息為例，儲能電池和BMS的故障占據(jù)儲能電站故障信號占比超過90%，以電池過壓、欠壓、溫度報警信號為主，每月報警信息可達到上萬次，盡管多數(shù)報警信號無需停機處理，但部分嚴重信號需要儲能單元進行停機處理，而目前主流的集中式儲能系統(tǒng)也往往無法做到分簇管理，影響儲能電站的整體利用率。

　　提升儲能電站的利用率的路徑

　　首先，依賴電力市場價格機制的健全，完善新型儲能參與現(xiàn)貨市場、輔助服務市場等價格機制，根據(jù)電力系統(tǒng)需求科學安排建設規(guī)模，保證已投儲能的盈利水平和利用率，同時拓撲服務種類，充分發(fā)揮儲能的多重功能，例如探索以調(diào)峰為主的儲能電站，同時參與調(diào)頻、備用等服務。

　　其次，關注儲能系統(tǒng)的技術水平研究，提升設備的可靠性，例如針對主要報警或故障類別開關技術攻關，又如針對單個電池故障導致整個儲能單元停運研究開展拓撲結(jié)構(gòu)、BMS控制和均衡技術研究，從而減少故障影響范圍，實現(xiàn)分簇甚至分模塊推出和投運，提升利用率。

　　再次，避免儲能系統(tǒng)的安全風險，安全問題是行業(yè)的頭號重點也是難點問題，也是影響儲能電站利用率的主要因素。如何提升儲能電站的安全問題至關重要，需要從系統(tǒng)集成、消防介質(zhì)選擇、探測傳感器配置、聯(lián)動控制邏輯等多方面進行考慮。

　　最后，提升運維管理水平，儲能電站發(fā)展時間較短，與傳統(tǒng)的電力設施差異運維方式差異較大，行業(yè)也缺乏專業(yè)的運維管理人員。通過制定運維管理規(guī)程規(guī)范，配合智能數(shù)字化輔助運維工具等手段可提升項目的運維管理水平，在發(fā)生故障停運時能否快速正確處理，減少因故障導致的儲能電站停運時間。

　　通過分析提出從電力市場建設、技術水平研究、安全風險消除、運維管理水平提升四個維度提高儲能設施的利用率，從而實現(xiàn)儲能的多重價值和對電力系統(tǒng)的高效支撐并獲取合理收益。

　　如何解決建而不用問題?

　　中電聯(lián)《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》建議：

　　1.優(yōu)化儲能配置和調(diào)運方式，提升儲能利用水平

　　因地制宜配置儲能規(guī)模和型式。結(jié)合當?shù)匦履茉聪{、資源特性、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、負荷特性、電網(wǎng)安全、電源結(jié)構(gòu)等因素，具體分析各地系統(tǒng)調(diào)頻、調(diào)峰需求，綜合煤電靈活性改造、抽水蓄能建設、電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力提升等實際情況，合理確定新能源配置儲能的規(guī)模和型式，避免資源浪費。逐步擴大獨立儲能/共享儲能比例。統(tǒng)籌區(qū)域內(nèi)新能源項目、電網(wǎng)安全運行要求，集中建設獨立或共享儲能電站，新能源大基地項目、新能源分布式項目配置儲能均宜集中建設儲能電站，新能源項目共享儲能容量、分攤儲能費用。健全儲能設施運行機制。建立“統(tǒng)一調(diào)度、共享使用”的協(xié)調(diào)運行機制，優(yōu)化儲能電站并網(wǎng)運行控制策略，提高儲能利用效率。

　　2.加大科技創(chuàng)新與運維管理，提升儲能安全水平

　　加大技術創(chuàng)新。改進儲能電芯安全控制技術及安全結(jié)構(gòu)，完善儲能電站并網(wǎng)運行控制策略，提升本質(zhì)安全水平;加強安全預防智能化建設，搭建數(shù)字化儲能電站數(shù)據(jù)處理與運維平臺，減少操控失誤帶來的安全問題。優(yōu)化安全管理體系。強化電化學儲能消防管理，制定儲能電站消防審核驗收、備案程序;建立電池選型和檢測體系，新投運儲能項目須開展電池單體、電池模塊及電池管理系統(tǒng)到貨抽檢及儲能電站并網(wǎng)檢測，檢測不符合要求的不予并網(wǎng);在運儲能項目應開展在線運行性能監(jiān)測和評價，定期進行抽檢及監(jiān)督檢查;加強運維人員安全培訓。完善技術標準體系。提升儲能標準與科技創(chuàng)新、管理創(chuàng)新的耦合力度，在儲能電站設計、設備技術要求、施工及驗收、運行維護、設備檢修、安全及風險防控等方面，加快標準制修訂工作，實現(xiàn)標準引領。

　　3.完善市場機制，促進儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展

　　健全新型儲能電站參與電力市場規(guī)則。按照《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》要求，各地方加快完善儲能電站參與電力市場相關配套政策及實施細則，保障新型儲能更好地融入電力市場;完善新型儲能參與電能量市場、輔助服務市場等機制。通過價格信號激勵市場主體自發(fā)配置儲能資源，引導社會資本參與新型儲能建設。出臺新型儲能容量電價政策。理順各類靈活性電源電價機制，出臺容量價格政策，盡快完善新型儲能商業(yè)模式，促進新型儲能、靈活性煤電、抽水蓄能等各類靈活性資源合理競爭。