裴哲义：储能配置需遵循安全性、经济性、先进性“三性”原则

  9月27日，由国家电网有限公司发起成立的中国综合能源服务产业创新发展联盟、中电联售电与综合能源服务分会联合举办的中国综合能源服务产业高峰论坛暨云博会在北京钓鱼台国宾馆隆重召开。（能见App全程进行图文直播）

  国家电力调度控制中心教授级高级工程师裴哲义出席会议并在当天下午同步举行的“储能与综合能源服务”分论坛上，发表了精彩的主旨演讲，从新能源和电化学储能并网基本情况、未来储能需求和应用场景分析以及政策和配置原则思考三大方面系统阐述了《电化学储能在电力系统发展和需求分析》。以下为发言实录：

  裴哲义：各位领导，各位嘉宾，大家下午好，很谢谢会议的邀请让我有机会就电化学储能在电力系统的发展和需求跟在座的各位进行探讨与交流。我今天的报告大致上可以分为三部分：

  第一，新能源和电化学储能并网基本情况。首先，先来看一下新能源装机并网情况。截止2019年底，我们国家新能源装机4.1亿千瓦，同比增长16%，是世界上新能源并网容量最大的国家。新能源在总装机中的占比约21%。新增装机5610万千瓦，占新增总装机容量一半以上。

  可以说我们国家新能源发展已确定进入新阶段，其装机也成为中国第二大电源，甚至在局部地区新能源已成为第一大电源，如冀北、甘肃、青海。近20省区新能源成为第二大电源。有的电网新能源发电渗透率超过40%，对电网安全稳定的影响日益突出。

  在这种背景下，储能的作用不可以小看。我们先看看储能应用的基本情况，截至2019年底，国家电网公司营业范围区已投运的电化学储能项目累计装机规模57.6万千瓦。电网侧储能加快速度进行发展，装机容量达到33万千瓦，成为促进储能发展的重要力量。

  而且电化学储能已经应用于电力系统各环节。电网侧在运装机规模33.05万千瓦，在运容量58.25万千瓦；电源侧在运装机规模13.96万千瓦，在运容量19.88万千瓦；用户侧在运装机规模10.6万千瓦，在运容量69.6万千瓦。

  其中，电源侧在青海和新疆，主要是为减少弃风弃光，环节消纳，而电源侧在山西、广东和河北主要使用在于与火电联合调频；电网侧主要在河南、江苏、辽宁建了几个比较大的电站起到辅助服务作用，西藏及东部岛屿的电网侧储能则为了构建微电网解决供电问题；用户侧大多分布在在沿海经济发达地区，用于削峰填谷，需量相应。

  电源侧——与火电和新能源电站一起参与辅助服务，与新能源电站一起增发电量；

  其中，用户侧的商业模式相对来说还是比较明朗，就是峰谷差套利，光储一体化增加效益，随着这一两年电价下调，用户侧套利空间也在减少；电源侧主要火电、新能源电站一起参与辅助服务，与新能源电站一起增发电量；电网侧主要是租赁的方式，去年开始不允许进输配电价之后这个方式值得思考；而独立第三方储能，现在想走容量电价和电量电价，并不容易。

  有研究表明到2035年，新能源装机将超过煤电成为全国第一大电源。届时，风、光新能源装机13.5亿千瓦，占总装机比例由2017年的17%提高至37%，发电量2.4万亿千瓦时、占总发电量比例由7%提高至20%，这个数值会随着计划调整而发生明显的变化调，但新能源会稳步发展毋庸置疑，而且今天上午的会议上又有专家提出，到2025年要实现碳中和，这对新能源发展又是一个新的要求。

  目前，我国清洁能源资源与用电负荷呈逆向分布特点。我国西部、北部地区拥有80%以上陆地风能、60%以上太阳能和70%以上水能资源，全国70%的负荷集中在中、东部地区，必须借助大电网，构建大市场，在全国范围内消纳新能源。

  新能源的加快速度进行发展增加了电网调度的难度。主要体现在：1.新能源高比例接入电力系统后，常规电源不仅要跟随负荷变化，还要平衡新能源出力波动。2.电网负荷变化规律性强，用电高峰、低谷明显，风电出力随机性、波动性强，预测难度大，大规模接入后极大增加了电网平衡困难。比如2018年3月，西部电网风电出力最大超过3000万千瓦，最小200多万千瓦；日内最动超过1700万千瓦。3.根据此前预测2035年左右，风、光装机规模分别达7亿、6.5亿千瓦，全国风电、太阳能日最大功率波动预计分别达1.56亿、4.16亿千瓦，大大超出电源调节能力，迫切地需要重新构建调峰体系，具备应对新能源5亿千瓦左右日功率波动的调节能力。

  此外，新能源的加快速度进行发展还降低了系统的抗干扰的能力。对于送端系统，风电大出力时，系统频率调节能力显著下降。以西部某电网为例，6800万千瓦负荷水平下，损失350万千瓦功率：若网内无风电，频率下跌0.65Hz；若风电出力1200万千瓦，频率下跌0.95Hz，比无风电时增加0.3Hz。未来随着风机规模和太阳能规模的扩大，系统频率调节能力进一步恶化。

  电源侧储能应用：一、改善新能源涉性，储能系统可有效平滑新能源场站出力波动，降低新能源随机性和波动性对电网运行的影响，明显提升跟踪计划的能力；储能系统可改善新能源场站无功调节能力，平抑并网点电压波动，提升局部电网电压稳定性。

  二、可提升火电机组调频性能，储能跟踪调频指令具有响应速度快、爬坡速率高等优点，配合火电机组共同跟踪电网调频指令，可有效分担火电机组调频压力，提高发电单元整体调节能力。

  三、可作为黑启动电源，对于容量较小的常规机组，配置一定容量储能并辅以合理配套设施，可直接将其转变为具有自启动能力的发电机组，成为合格的黑启动电源点。

  电网侧储能应用场景：一、参与电网调峰，储能能够准确的通过电网负荷特性，灵活进行充放电双向调节，具备2倍于自身容量的调峰能力，可作为解决三北地区调峰和新能源消纳矛盾的重要手段；另外，由于其布置灵活，储能也可用于解决东中部局部地区用电高峰供电紧张问题，降低负荷峰值；美国国家可再次生产的能源实验室研究之后发现，部署50GW4小时储能可以满足美国的峰值容量。

  二、提供快速调节资源，利用储能提供快速调节资源，参与AGC等辅助服务，提供新能源高比例装机地区缺乏的短时调节资源，提升新能源高渗透率下的电网稳定性。

  三、优化潮流分布和缓解通道阻塞，通过储能运作时的状态切换，可以轻松又有效优化输电通道潮流分布。通过快速精准调节储能状态，缓解断面潮流越限和输电通道阻塞。

  四、增加电网精准调控手段，以分布式形式接入电网不同节点的储能系统（如江苏和河南电网侧储能系统分别从8个和16个节点接入电网），通过多模式协调控制，既可整体对电网调节进行辅助优化，也可单点对局部电网进行调节支援，实现对电网运行的精准优化控制。

  五、提供事故备用，在自然灾害特别是用电高峰期突发电源或电网紧急事故时，由于储能

  本身的能量储备，可进行紧急功率支援和应急响应，提升电网安全性和稳定能力。纽约大停电后，爱迪生公司开始规划310MW，1.21GWh电网侧储能项目。

  用户侧储能应用：一、有助于减小电网峰谷差，利用价格激发鼓励措施，发挥用户侧储能的削峰填谷、需求响应作用，客观上有利于降低电网峰谷差，提高电网灵活调节能力，缓解供需紧张、调峰能力不够等问题。

  二、有助于提高供电可靠性，配电网故障情况下，通过分布式新能源和储能联合运行，可为最终用户短时提供电力供应，保障重要负荷不间断供电，从而大大降低电网故障停电影响，提高供电可靠。

  关于储能政策分析，最具代表性的当属2017年9月，国家发改委、能源局等五部委联合印发《关于促进储能技术与产业高质量发展的指导意见》，这是首个国家层面专门支持储能发展的文件，这一文件的出台对储能发展也是一个很重要的转折点，此后，国家开始从各个层面出台了很多储能产业相关的政策和文件。

  具体可以从国家层面和地方层面来为大家详细分析。一、国家层面：从战略规划方面明确推动储能的发展和应用；从技术创新方面多个文件将储能纳入重点研究领域产业高质量发展方面五部委联合发力全面指导产业高质量发展方向；从电价政策方面鼓励利用峰谷电价差等市场化机制促进储能发展；从示范应用方面，国家批复了3个国家级储能示范工程、张北风光储输示范工程和一系列微电网、综合能源示范项目。

  二、地方层面：将储能纳入调峰调频辅助服务市场电，目前我国已有12个区域和省市将符合准入条件的储能项目纳入辅助服务市场，并允许其以独立主体身份参与调峰或调频。此外，青海、新疆、湖南、内蒙、河南等省出台鼓励新能源配置储能政策也是从地方层面出台的相关政策。

  关于储能配置原则的思考，我想表达的是，这是很复杂的一个问题，不同的地区肯定配置是不一样的，要具体问题具体分析。不过总的配置原则有“三性”：第一、安全性，包括储能电站本身和电力系统安全；第二、经济性，包括电站自身的经济性和系统经济性；第三、先进性。

  储能配置原则还跟功能定位有很大关系，储能到底要干什么？要有明确的认知。因为储能的功能性非常多元化，可以参与调峰、调频、备用、新能源消纳、减缓输变电投资等，功能不一样定位也都不一样，其成本由谁来承担，说法也不一致。

  储能配置原则跟其部署位置和方式也密不可分，部署电源侧、电网侧、用户侧，以及是集中部署还是分散部署都不一样。此外，还有影响因素的不同也会影响储能的配置，影响因素包括：电源结构、电网结构、负荷特性和水平年。

  最后我要强调和分享一下电力系统储能配置的原则。电力系统配置储能选取原则。以提升

  系统调节能力为目标开展配置储能分析计算，包括功率配置分析计算、能量配置分析计算、安全稳定校核和经济性评价等环节。电力系统配置储能的功率应选取满足新能源利用率要求的新能源受阻功率和负荷限电功率最大值；配置储能的能量应选取满足新能源利用率和负荷平抑量要求的所需消减的单次充/放电电量最大值。

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