得益于政策支持、技术进步、成本下降等多重因素推动，以电化学储能为代表的新型储能驶入发展“快车道”，装机规模呈现爆发式增长，新型储能在能源电力转型中的作用和地位日益显现。国家能源局授权中国电力企业联合会牵头建设的国家电化学储能电站安全监测信息平台，日前发布了《2023年上半年度电化学储能电站行业统计数据》(以下简称《统计数据》)，汇总了全国电力安全生产委员会19家企业成员单位500千瓦/500千瓦时以上的电化学储能电站建设、电力电量、能效、可靠性等情况，这些数据反映了电化学储能产业的发展现状。
电化学储能行业进入规模化发展期
行业发展迅猛
近年来，电化学储能呈现爆发式增长，根据《统计数据》，2023年上半年，新增投运电化学储能电站227座、总功率7.41吉瓦、总能量14.71吉瓦时，新增规模创历史新高，超过此前历年累计装机规模总和(见图1)。此外，目前在建电化学储能电站325座、总功率12.92吉瓦、总能量30.49吉瓦时，按照电化学储能电站建设周期一般6～8个月计算，在不计新增项目的情况下，2023年下半年新增装机规模也将翻一番，提前两年完成“十四五”规划装机目标(国家发改委、国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中提到，2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上)。
增长潜力巨大
各省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，新型储能装机将超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)。
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，电化学储能电站呈现集中式、大型化的趋势(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。
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，全国已有多个省份发布新能源配储政策，大部分省份配储比例在5%～30%之间，配置时长以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)。
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，“火电+储能”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。《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就会存在安全隐患。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的角度，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。
本文刊载于《中国电力企业管理》2023年11期，作者单位：中国电力企业联合会
