亟待建立体现储能价值的市场机制

中国能源新闻网记者苏伟

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》（以下简称《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。从数据反映的情况来看，电化学储能产业发展迅速，预期还会爆发式增长，但产业发展中存在的问题也不可忽视，亟待建立体现储能价值的市场机制，进一步进行规范。

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产业发展“五喜”振奋人心

《数据》显示，2022年电化学储能电站产业发展中呈现5个特点，令人欣喜。

一是投产增长快。根据《数据》，截至2022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500千瓦/500千瓦时以上的累计投运电站472座、总功率689万千瓦、总能量1405万千瓦时，同比增长126.79%；2022年新增投运电化学储能电站总能量786万千瓦时，占已投运电站总能量的60.16%，同比增长175.81%。

二是增长潜力大。根据《数据》，2022年在建电站300座，总功率1170万千瓦、总能量2903万千瓦时。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%。考虑到新增新能源配储、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将呈现爆发式增长的态势。

三是产业分布集中度开始显现。根据《数据》，已投运的电化学储能电站分布排名前10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、山东新增总能量均超过100万千瓦时。从企业分布来看，三大电网、五大发电集团累计投运总能量548万千瓦时，占比39%。

四是储能作用开始显现。根据《数据》，2022年电化学储能电站充电电量139086万千瓦时、放电电量116549万千瓦时，其中，调峰电站总充放电量129000万千瓦时，调频电站总充放电量72500万千瓦时。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2933小时和2800小时，其中，产业园配储年利用小时数最高，达5893小时。

五是储能安全态势较好。根据《数据》，2022年未发生重大储能电站安全事故。截至2022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。

实际运行“四忧”仍需重视

2022年电化学储能电站在实际运行中也暴露了当前产业快速发展面临的问题。这些问题有浅层次的，也有深层次的，主要表现在4个方面。

一是重建设轻运行现象依然严重。《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。虽然2022年用户侧储能运行较为充分，但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。

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进一步分解明确。

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。

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运行的“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。

解决“四忧”要“四面”发力

2022年储能产业出现爆发式增长，这种可喜局面的形成得益于政策拉动、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。《数据》分析指出，推动电化学储能电站走上健康可持续发展之路，可以从4个方面发力解决其“四忧”。

一是建立体现储能价值的市场机制。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。

二是科学合理规划各地储能建设。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，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。按照国家能源局相关要求，应加快建立集团级、电站级的电站安全监测信息平台，加强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。要制定严格的安全防范措施，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。

责任编辑：沈馨蕊