11月8日，中国电力企业联合会2022年年会暨临时会员代表大会在海口召开，会上中电联发布了《新能源配储能运行情况调研报告》（以下简称《报告》）。

《报告》着重调研新能源配储项目。给出了要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，避免资源浪费等建议。

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”。

中电联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。调研结果显示：

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。

新能源配储还存在较多问题，主要体现在：

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。

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。

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。

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。

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。

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。

——节选自中电联报告

原标题：莫让配储成拦路虎！中电联报告谈新能源配储的诸多问题