当下电化学储能产业发展的喜与忧——《2022年度电化学储能电站行业统计数据》系列解读之一

新型储能是建设新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的重要装备基础和关键支撑技术，是实现碳达峰、碳中和目标的重要支撑。随着新型储能在能源电力转型中的作用和地位日益显现，新型储能产业得到了爆发式增长，受到产业各界的高度关注，成为各方不可忽视的新赛道和新热点。国家电化学储能电站安全监测信息平台日前发布了《2022年度电化学储能电站行业统计数据》，汇总了2022年的电化学储能电站建设、运行、电力电量、能效、可靠性以及消防等情况，从这些现实运行的大数据中反映了新型储能产业发展的真实面貌，也映射了当前产业发展的喜与忧。

一、2022年度电化学储能产业发展形势之喜

(资料图片)

2022年是电化学储能电站投产运行快速增长的一年，极大地促进了上游储能制造行业的规模发展，各大电力集团公司高度重视电化学储能电站建设，有力推动了发电侧、电网侧和用户侧的电化学储能电站作用的发挥，进一步增强了社会各界对电化学储能支撑新型电力系统建设重大意义的认识。呈现以下特点：

一是投产增长快。截至2022年年底，全国电力安全生产委员会19家企业成员单位总计报送500kW/500kWh以上的累计投运电站472座、总功率6.89GW、总能量14.05GWh，同比增长126.79%；2022年新增投运电化学储能电站总能量7.86GWh，占已投运电站总能量的60.16%，同比增长175.81%。

图1 电化学储能电站逐年发展情况

二是增长潜力大。据统计，2022年在建电站300座，总功率11.70GW、总能量29.03GWh。按照电化学储能电站建设周期一般为6～8个月计算，在不计新增项目的情况下，2023年同比也将增长超100%。2022年新增新能源配储为1.55GW，同比增长262.73%，根据中国电力企业联合会发布的数据，2023年风电、光伏将新增装机容量160GW左右，按2022年新能源配储增长率保持不变预估，2023年将新增新能源配储5.62GW。考虑电网侧储能电站的增长和地方政府可能放松的用户侧储能电站限制政策等多种因素，2023年电化学储能电站的新增装机又将是一个爆发增长的态势。

三是产业分布集中度开始显现。从分布来看，已投运的电化学储能电站的分布排名前十的山东、江苏、宁夏、湖南、青海、内蒙古、河北、西藏、甘肃、新疆等省（自治区、直辖市）的总能量占全国总能源的82.58%，其中，宁夏回族自治区、山东省新增总能量均超过1GWh。从企业分布来看，三大电网、五大发电集团累计投运总能量5.48GWh，占比39%。从电站规模来看，已投运的电化学储能电站主要以中型电站为主，累计投运电站275座、总能量7.23GWh，占比51.46%。从应用场景来看，已投运的电化学储能电站累计装机主要分布在电源侧，总能量6.80GWh，占比48.40%，其中以新能源配储为主，配储比例持续提高，2022年新能源配储同比增长150.15%；2022年新增总能量3.30GWh，占比85.29%。从电池类型来看，锂离子电池占据电化学储能技术应用主导地位，截至2022年年底，累计投运的锂离子电池项目435座、总能量12.54GWh，占比89.21%（其中磷酸铁锂占比88.72%），同比增长118.40%。

图2 电化学储能电站累计总能量排名前十的省份

四是储能作用开始显现。2022年，电化学储能电站充电电量1390.86GWh、放电电量1165.49GWh。其中，调峰电站总充放电量1290GWh，调频电站总充放电量725GWh。2022年，电化学储能电站平均运行系数年运行小时数为1516h，平均出力系数为0.66（表征储能电站全出力运行时间与运行时间之比）。2022年火电配储和用户侧储能运行较为充分，年运行小时数分别为2933h和2800h，其中，产业园配储年利用小时数最高，达5893h。

五是储能安全态势较好。2022年没有发生重大储能电站安全事故，全年电化学储能电站可用系数为0.98（排除计划停运和非计划停运后的可用时长与统计时长之比）。自国家能源局发布《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》以来，各储能电站高度重视消防安全，截至2022年年底，已投运的电化学储能中，有311座储能电站通过了消防验收，有215座储能电站与所在属地消防机构建立了协同机制。

2022年储能产业出现爆发式的增长，得益于政策拉动、科技进步、产业规模化效益以及“双碳”目标的实施落地等众多因素合力形成的。《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》明确了新型储能产业的发展路径和发展规划，极大地调动了各方对储能产业的关注。“双碳”目标的实现需要建设新型电力系统，新型储能作为今后新型电力系统重要的灵活性资源其地位和作用将越来越显现，新型储能这一赛道还将是一个长期的接力赛。电化学储能电站的快速发展也得益于我国新能源汽车近十年的快速发展，有力推进了电池技术的进步，电池能量密度、电池循环次数、电池安全水平都得到了极大提升，也带动了电池产业规模的爆发式增长，动力电池价格从过去十年前的3元/Wh，降到目前的0.6元/Wh，动力电池成本的大幅度降低促进了电池储能电站进入了规模化建设的初期。

二、2022年度电化学储能产业实际运行之忧

2022年的电化学储能电站实际运行数据也暴露了当前产业快速发展面临的问题，既有产品质量需要加强、电站管理水平亟待提升等需要解决的问题，也有新能源配储制度优化、新型储能商业模式探索、电力市场建设等深层次问题。主要表现在：

一是重建设轻运行现象依然严重。2022年，电化学储能电站平均利用系数为0.09(日均利用小时数2.27h、年利用小时数829h)（表征折合成额定功率时的运行小时数与统计期间天数的比值），平均出力系数为0.66（表征电站全出力运行小时数与运行小时数的比值），平均日利用指数为32%（日均等效充放电次数0.67次）（表征电站实际充放电量之和与电站规划设计充电电量的比值），这些统计数据表明电站实际运行情况与设计日充放电策略差异较大。2022年用户侧储能运行较为充分，平均利用系数为0.19(日均利用小时数4.44h、年利用小时数1622h)，平均出力系数为0.56，平均日利用指数为37%（日均等效充放电次数0.60次）。电源侧储能中新能源配储运行不充分，新能源配储装机占比约40%，但利用效果远低于其他应用场景，储能调节作用未能有效发挥，2022年平均利用系数为0.03(日均利用小时数0.77h、年利用小时数283h)，平均出力系数为0.69，平均日利用指数为17%(日均等效充放电次数0.22次)。电网侧储能中独立储能平均利用系数为0.07(日均利用小时数1.61h、年利用小时数586h)，平均出力系数为0.61，平均日利用指数为30%(日均等效充放电次数0.40次)。

二是储能电站管理水平亟待提升。电化学储能电站建设模式不同于水电、火电等常规电源，投资主体多元化、运维模式多样化，存在业主方、运维方、使用方不统一的现象，电化学储能电站还没有建立起类似常规电源的成熟完备的电站建设、验收、运维制度体系，租赁使用、代为运维的各方职责还需要进一步分解明确。针对电化学储能电站特有的电池安全监测系统建设还处于刚起步阶段，安全预警机制还有待进一步提升和优化。

三是关键产品质量有待加强。虽然2022年电化学储能平均转换效率为81.06%，但是各地、各企业间差距较大，最高为92.51%，最低为33.91%，从投运时间段来看，投产1年内的平均转换效率为80.53%，5年以上的平均转换效率为60.86%，反映出电池产品整体质量还不十分成熟稳定。2022年，全年非计划停运671次，单位能量非计划停运次数为24.45次/100MWh，相比2022年火电机组的非计划停运次数0.35次/（台•年），差距较大。电池管理系统（BMS）异常是电化学储能电站非计划停运的主要原因，停运次数占比43%，储能变流器（PCS）、电池等电站关键设备异常导致的非计划停运，单次平均停运时长最长，分别为60.98h、55.74h。

图3 2022年电化学储能停运次数分布情况

四是新型储能电站运营效益亟待提升。目前，电源侧的新能源侧配储还没有成熟的收益模式，从新能源配储电站的实际运行效果来看，也反映了新能源储能电站的运行“窘相”。电网侧的独立储能受制于政策波动，辅助服务收益无法达到预期值，容量租赁价格差异明显，租赁期限较短，储能电站收益无法长期保障。替代性储能的收益还有待于纳入输配电成本的政策支持。用户侧储能主要收益方式包括峰谷套利、需量电费管理、动态增容、需求侧响应等，目前，峰谷套利是用户侧储能最主要的盈利方式，在峰谷差价比较大的省份，效益较好。

三、电化学储能产业下一步发展建议

电化学储能产业的喜反映了电化学储能电站建设快速发展的现状，电化学储能产业的忧反映了电化学储能电站健康可持续发展需要解决的问题，需要引起各方的高度关注。

一是要建立储能价值的市场机制措施。要公平合理评价新型储能电站与抽水蓄能电站在电力系统中的作用，本着“同责任、同义务，同作用，同收益”的原则，出台新型储能电站的容量电价机制。持续完善储能参与中长期交易、现货和辅助服务、需求响应等各类电力市场的技术标准、准入条件、交易机制、结算方式，丰富拓宽储能参与市场交易品种，适度拉大现货市场峰谷价差，为储能发展提供稳定的市场空间，形成新型储能电站在电力市场中的价值发现机制和收益实现机制。针对独立/共享储能建立资源共享机制，开展资源需求、容量配备等市场信息撮合服务，解决当前容量租赁各方信息不对称的现象。

二是科学合理规划各地储能建设。当前各地的新能源配储要求极大地刺激了各类储能的建设规模，一方面对于快速推动储能产业规模的扩大和成本的降低发挥了重要作用，但另一方面造成了多个区域的储能利用率低下的问题。当前，应以发挥储能电站应有作用为导向，进一步确定新能源配储的原则，建立基于地区电源装机、电力负荷、调峰调频等条件，结合已建储能电站实际数据和地方储能规划，动态进行政策实施效果评估，引导储能电站建设。

三是加快建设电化学储能电站安全监测体系。要按照国家能源局《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》要求，加快建立集团级、电站级的电站安全监测信息平台，加强对电池运维安全监测及评估，制定严格的安全防范措施，切实提高电站运维水平，避免各类潜在的安全风险隐患。对于电池安全，要严格落实电池产品抽查机制，保障电池产品质量的一致性；高度重视新能源配储的产品质量，特别是使用梯次利用电池的电站安全管理。要制定严格安全防范措施，保障电站在建设安装调试及检修维护环节的安全，避免潜在风险隐患。

四是建立科学合理的新型储能电站评价指标体系。新型储能电站的效益的发挥是服务于电力系统运行，服从电网调度，上网电量是建立在下网电量的基础上，因此，这些储能电站的特性与常规水电、火电不同，需要建立与储能电站特性相适应的电站运维效果评价指标体系。新型储能电站的评价指标体系要站在电力系统的需要确定相关指标，要反映电网调度需要和新能源消纳效果；要根据新型储能不同场景确定不同指标，针对调峰、调频、事故备用等不同场景建立不同的评价指标；要站在提升产品质量需要确定相关指标，针对电池数量巨大、产品类型众多的特点建立产品标识指标体系；要根据不同层级需求建立有针对性的指标体系，服务于国家监管需要建立基本的指标体系，服务于行业对标需要建立合理的指标体系，服务企业自身需要建立完备的指标体系。

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