新型儲能是建設新型電力系統、推動能源綠色低碳轉型的重要裝備基礎和關鍵支撐技術，是實現碳達峰、碳中和目標的重要支撐。隨著新型儲能在能源電力轉型中的作用和地位日益顯現，新型儲能產業得到了爆發式增長，受到產業各界的高度關注，成為各方不可忽視的新賽道和新熱點。國家電化學儲能電站安全監測信息平臺日前發布了《2022年度電化學儲能電站行業統計數據》，匯總了2022年的電化學儲能電站建設、運行、電力電量、能效、可靠性以及消防等情況，從這些現實運行的大數據中反映了新型儲能產業發展的真實面貌，也映射了當前產業發展的喜與憂。

一、2022年度電化學儲能產業發展形勢之喜

2022年是電化學儲能電站投產運行快速增長的一年，極大地促進了上游儲能制造行業的規模發展，各大電力集團公司高度重視電化學儲能電站建設，有力推動了發電側、電網側和用戶側的電化學儲能電站作用的發揮，進一步增強了社會各界對電化學儲能支撐新型電力系統建設重大意義的認識。呈現以下特點：

一是投產增長快。截至2022年年底，全國電力安全生產委員會19家企業成員單位總計報送500kW/500kWh以上的累計投運電站472座、總功率6.89GW、總能量14.05GWh，同比增長126.79%;2022年新增投運電化學儲能電站總能量7.86GWh，占已投運電站總能量的60.16%，同比增長175.81%。

二是增長潛力大。據統計，2022年在建電站300座，總功率11.70GW、總能量29.03GWh。按照電化學儲能電站建設周期一般為6～8個月計算，在不計新增項目的情況下，2023年同比也將增長超100%。2022年新增新能源配儲為1.55GW，同比增長262.73%，根據中國電力企業聯合會發布的數據，2023年風電、光伏將新增裝機容量160GW左右，按2022年新能源配儲增長率保持不變預估，2023年將新增新能源配儲5.62GW。考慮電網側儲能電站的增長和地方政府可能放松的用戶側儲能電站限制政策等多種因素，2023年電化學儲能電站的新增裝機又將是一個爆發增長的態勢。

三是產業分布集中度開始顯現。從分布來看，已投運的電化學儲能電站的分布排名前十的山東、江蘇、寧夏、湖南、青海、內蒙古、河北、西藏、甘肅、新疆等省(自治區、直轄市)的總能量占全國總能源的82.58%，其中，寧夏回族自治區、山東省新增總能量均超過1GWh。從企業分布來看，三大電網、五大發電集團累計投運總能量5.48GWh，占比39%。從電站規模來看，已投運的電化學儲能電站主要以中型電站為主，累計投運電站275座、總能量7.23GWh，占比51.46%。從應用場景來看，已投運的電化學儲能電站累計裝機主要分布在電源側，總能量6.80GWh，占比48.40%，其中以新能源配儲為主，配儲比例持續提高，2022年新能源配儲同比增長150.15%;2022年新增總能量3.30GWh，占比85.29%。從電池類型來看，鋰離子電池占據電化學儲能技術應用主導地位，截至2022年年底，累計投運的鋰離子電池項目435座、總能量12.54GWh，占比89.21%(其中磷酸鐵鋰占比88.72%)，同比增長118.40%。

四是儲能作用開始顯現。2022年，電化學儲能電站充電電量1390.86GWh、放電電量1165.49GWh。其中，調峰電站總充放電量1290GWh，調頻電站總充放電量725GWh。2022年，電化學儲能電站平均運行系數年運行小時數為1516h，平均出力系數為0.66(表征儲能電站全出力運行時間與運行時間之比)。2022年火電配儲和用戶側儲能運行較為充分，年運行小時數分別為2933h和2800h，其中，產業園配儲年利用小時數最高，達5893h。

五是儲能安全態勢較好。2022年沒有發生重大儲能電站安全事故，全年電化學儲能電站可用系數為0.98(排除計劃停運和非計劃停運后的可用時長與統計時長之比)。自國家能源局發布《關于加強電化學儲能電站安全管理的通知》以來，各儲能電站高度重視消防安全，截至2022年年底，已投運的電化學儲能中，有311座儲能電站通過了消防驗收，有215座儲能電站與所在屬地消防機構建立了協同機制。

2022年儲能產業出現爆發式的增長，得益于政策拉動、科技進步、產業規模化效益以及“雙碳”目標的實施落地等眾多因素合力形成的。《國家發展改革委 國家能源局關于加快推動新型儲能發展的指導意見》《“十四五”新型儲能發展實施方案》明確了新型儲能產業的發展路徑和發展規劃，極大地調動了各方對儲能產業的關注。“雙碳”目標的實現需要建設新型電力系統，新型儲能作為今后新型電力系統重要的靈活性資源其地位和作用將越來越顯現，新型儲能這一賽道還將是一個長期的接力賽。電化學儲能電站的快速發展也得益于我國新能源汽車近十年的快速發展，有力推進了電池技術的進步，電池能量密度、電池循環次數、電池安全水平都得到了極大提升，也帶動了電池產業規模的爆發式增長，動力電池價格從過去十年前的3元/Wh，降到目前的0.6元/Wh，動力電池成本的大幅度降低促進了電池儲能電站進入了規模化建設的初期。

二、2022年度電化學儲能產業實際運行之憂

2022年的電化學儲能電站實際運行數據也暴露了當前產業快速發展面臨的問題，既有產品質量需要加強、電站管理水平亟待提升等需要解決的問題，也有新能源配儲制度優化、新型儲能商業模式探索、電力市場建設等深層次問題。主要表現在：

一是重建設輕運行現象依然嚴重。2022年，電化學儲能電站平均利用系數為0.09(日均利用小時數2.27h、年利用小時數829h)(表征折合成額定功率時的運行小時數與統計期間天數的比值)，平均出力系數為0.66(表征電站全出力運行小時數與運行小時數的比值)，平均日利用指數為32%(日均等效充放電次數0.67次)(表征電站實際充放電量之和與電站規劃設計充電電量的比值)，這些統計數據表明電站實際運行情況與設計日充放電策略差異較大。2022年用戶側儲能運行較為充分，平均利用系數為0.19(日均利用小時數4.44h、年利用小時數1622h)，平均出力系數為0.56，平均日利用指數為37%(日均等效充放電次數0.60次)。電源側儲能中新能源配儲運行不充分，新能源配儲裝機占比約40%，但利用效果遠低于其他應用場景，儲能調節作用未能有效發揮，2022年平均利用系數為0.03(日均利用小時數0.77h、年利用小時數283h)，平均出力系數為0.69，平均日利用指數為17%(日均等效充放電次數0.22次)。電網側儲能中獨立儲能平均利用系數為0.07(日均利用小時數1.61h、年利用小時數586h)，平均出力系數為0.61，平均日利用指數為30%(日均等效充放電次數0.40次)。

二是儲能電站管理水平亟待提升。電化學儲能電站建設模式不同于水電、火電等常規電源，投資主體多元化、運維模式多樣化，存在業主方、運維方、使用方不統一的現象，電化學儲能電站還沒有建立起類似常規電源的成熟完備的電站建設、驗收、運維制度體系，租賃使用、代為運維的各方職責還需要進一步分解明確。針對電化學儲能電站特有的電池安全監測系統建設還處于剛起步階段，安全預警機制還有待進一步提升和優化。

三是關鍵產品質量有待加強。雖然2022年電化學儲能平均轉換效率為81.06%，但是各地、各企業間差距較大，最高為92.51%，最低為33.91%，從投運時間段來看，投產1年內的平均轉換效率為80.53%，5年以上的平均轉換效率為60.86%，反映出電池產品整體質量還不十分成熟穩定。2022年，全年非計劃停運671次，單位能量非計劃停運次數為24.45次/100MWh，相比2022年火電機組的非計劃停運次數0.35次/(臺•年)，差距較大。電池管理系統(BMS)異常是電化學儲能電站非計劃停運的主要原因，停運次數占比43%，儲能變流器(PCS)、電池等電站關鍵設備異常導致的非計劃停運，單次平均停運時長最長，分別為60.98h、55.74h。

圖3 2022年電化學儲能停運次數分布情況

四是新型儲能電站運營效益亟待提升。目前，電源側的新能源側配儲還沒有成熟的收益模式，從新能源配儲電站的實際運行效果來看，也反映了新能源儲能電站的運行“窘相”。電網側的獨立儲能受制于政策波動，輔助服務收益無法達到預期值，容量租賃價格差異明顯，租賃期限較短，儲能電站收益無法長期保障。替代性儲能的收益還有待于納入輸配電成本的政策支持。用戶側儲能主要收益方式包括峰谷套利、需量電費管理、動態增容、需求側響應等，目前，峰谷套利是用戶側儲能最主要的盈利方式，在峰谷差價比較大的省份，效益較好。

三、電化學儲能產業下一步發展建議

電化學儲能產業的喜反映了電化學儲能電站建設快速發展的現狀，電化學儲能產業的憂反映了電化學儲能電站健康可持續發展需要解決的問題，需要引起各方的高度關注。

一是要建立儲能價值的市場機制措施。要公平合理評價新型儲能電站與抽水蓄能電站在電力系統中的作用，本著“同責任、同義務，同作用，同收益”的原則，出臺新型儲能電站的容量電價機制。持續完善儲能參與中長期交易、現貨和輔助服務、需求響應等各類電力市場的技術標準、準入條件、交易機制、結算方式，豐富拓寬儲能參與市場交易品種，適度拉大現貨市場峰谷價差，為儲能發展提供穩定的市場空間，形成新型儲能電站在電力市場中的價值發現機制和收益實現機制。針對獨立/共享儲能建立資源共享機制，開展資源需求、容量配備等市場信息撮合服務，解決當前容量租賃各方信息不對稱的現象。

二是科學合理規劃各地儲能建設。當前各地的新能源配儲要求極大地刺激了各類儲能的建設規模，一方面對于快速推動儲能產業規模的擴大和成本的降低發揮了重要作用，但另一方面造成了多個區域的儲能利用率低下的問題。當前，應以發揮儲能電站應有作用為導向，進一步確定新能源配儲的原則，建立基于地區電源裝機、電力負荷、調峰調頻等條件，結合已建儲能電站實際數據和地方儲能規劃，動態進行政策實施效果評估，引導儲能電站建設。

三是加快建設電化學儲能電站安全監測體系。要按照國家能源局《關于加強電化學儲能電站安全管理的通知》要求，加快建立集團級、電站級的電站安全監測信息平臺，加強對電池運維安全監測及評估，制定嚴格的安全防范措施，切實提高電站運維水平，避免各類潛在的安全風險隱患。對于電池安全，要嚴格落實電池產品抽查機制，保障電池產品質量的一致性;高度重視新能源配儲的產品質量，特別是使用梯次利用電池的電站安全管理。要制定嚴格安全防范措施，保障電站在建設安裝調試及檢修維護環節的安全，避免潛在風險隱患。

四是建立科學合理的新型儲能電站評價指標體系。新型儲能電站的效益的發揮是服務于電力系統運行，服從電網調度，上網電量是建立在下網電量的基礎上，因此，這些儲能電站的特性與常規水電、火電不同，需要建立與儲能電站特性相適應的電站運維效果評價指標體系。新型儲能電站的評價指標體系要站在電力系統的需要確定相關指標，要反映電網調度需要和新能源消納效果;要根據新型儲能不同場景確定不同指標，針對調峰、調頻、事故備用等不同場景建立不同的評價指標;要站在提升產品質量需要確定相關指標，針對電池數量巨大、產品類型眾多的特點建立產品標識指標體系;要根據不同層級需求建立有針對性的指標體系，服務于國家監管需要建立基本的指標體系，服務于行業對標需要建立合理的指標體系，服務企業自身需要建立完備的指標體系。