新一代电力系统要“适配”储能

要实现碳达峰、碳中和目标，到2030年我国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上，这要求电力系统要更加灵活。与煤电灵活性改造、建设气电等调节技术手段相比，储能技术多样化，具有广阔的应用前景，如电动汽车、新能源+储能、光储充一体化等各种储能技术正加快应用到电力系统各环节。但同时，动力电池等储能细分领域小、散、乱，发展缺乏统筹规划。因此，面对构建新一代电力系统的迫切需求，储能机遇与挑战并存。

近日，记者在调研采访如何构建新一代电力系统的过程中，多位业内专家不约而同提到“要发展储能”。众所周知，随着储能技术逐渐深入应用，其在新能源并网消纳、电网运行控制等方面发挥的作用正日益显现。据预测，到2050年，我国风电、光伏发电占总装机的比例将接近70%，储能尤其是电池储能技术将应用到电力系统发、输、配、变、用、调等各个环节，有效解决高比例可再生能源的接入问题，助力构建新一代电力系统。

提升系统灵活性的可靠手段

在落实碳中和目标、保障能源安全、加快推进能源转型的背景下，“十四五”我国可再生能源将快速发展，“双高”（高比例可再生能源、高比例电力电子装备）电力系统特征日趋显著。同时，存量调节资源呈现枯竭化，转动惯量、电力和调峰平衡、频率调节、电压支撑等问题将逐渐凸显，电网安全稳定运行面临重大挑战。为提高电力系统的灵活性，在电源侧和电网侧调节手段均难以满足大规模新能源并网消纳需求的情况下，储能将极具吸引力。

“源、网、荷、储各侧将共同构建未来电力系统灵活调节资源体系，储能作为性能优异的灵活调节资源，将具有广泛的应用前景。”国网能源院新能源研究所专家胡静对记者分析，从发挥作用层面来看，储能可以更有效地满足因新能源大规模接入和用能方式升级带来的系统平衡新需求；从发展前景方面来看，传统的电力系统灵活调节电源具有一定局限性，储能是我国未来提升系统灵活性较为重要和可靠的手段；从发展优先级层面来看，储能属于提升系统灵活性的增量资源，要在充分挖掘存量资源的基础上，进行统筹开发；从发展平台层面来看，需要发挥电网的平台作用，引导电源侧、电网侧、用户侧各侧储能共同发挥作用。

对于“十四五”储能在新一代电力系统中的定位，中关村储能产业技术联盟研究经理张兴认为，短期来看，由于缺乏独立的主体身份，储能更多是和新能源、火电、用户等主体绑定在特定领域里发挥作用，应用场景也较单一。由于储能在促进新能源接入和消纳、电网安全高效运行、提高用户用电体验和经济性等电力系统的发、输、配、用等各个环节均能发挥作用，因此需从全局性、系统性、整体性上看待储能在未来电力系统中的价值。

胡静也认为：“储能产业发展不能就储能论储能，需要站在整个国民经济的高度，全面考虑系统调节资源成本的投入，统筹储能发展，使储能发挥其应有价值，又能获得收益。”

亟需解决诸多关键问题

目前，我国以电化学储能为代表的新一代非抽蓄储能发展态势强劲，储能产业发展已从技术示范进入商业化初期发展的新阶段。但同时，“在形成源网荷储协同消纳新能源的格局中，亟需技术突破。”华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏对记者表示，如果能快速降低新型储能技术的成本，储能将得到更广泛的应用，甚至颠覆传统电力系统模式。如果短期内还难以实现技术的显著突破，那么建立合理的源荷储协同机制就显得非常必要。

一方面，通过交易机制或需求响应机制让源荷储之间能更好地互动和平衡，提高能源利用效率和经济性；另一方面，可以将其打包为一个整体参与到电力系统的平衡运行中，以发挥更大价值，如负荷聚集商、虚拟电厂就是典型的聚集“源荷储”资源并发挥更大作用与效果的模式，而基于增量配电网或微电网的多能互补系统则可以发挥“网”的作用，进一步提升源网荷储协同优化的价值。

胡静对记者直言，未来储能快速发展需要重视多个关键问题，要统筹储能发展规划，引导储能合理布局、有序发展。我国在推动储能产业发展时应注重规划先行，从安全效益、经济效益、社会效益等角度进行综合衡量，结合“十四五”电力需求及电源发展趋势预测，考虑成本变化、环保要求等因素，在提高电力系统安全可靠性的前提下，以能耗最低、投资最优、可再生能源充分消纳等为目标，统筹不同技术类型和应用需求，测算各地区合理的储能建设时序与规模，滚动规划区域电网储能容量，引导储能有序发展。

同时，要明确储能在部分细分应用场景下的市场准入，完善交易规则。如完善新能源配置储能、共享储能、电网侧独立储能的参与电力电量交易的市场准入、调度运行管理和交易机制；推动形成电化学储能参与有偿调压、容量备用、黑启动的市场化运营规则；建立健全电能量市场、辅助服务市场、容量市场，实现抽水蓄能电站在市场中的“长协采购+现货市场”的收入方式；推动形成聚合储能、虚拟电厂、V2G（车网互动）等电力新业态用户侧储能参与电力市场的规则。

“对于特定场景储能和抽水蓄能要考虑其公共属性，适当纳入监管范围。同时，对于特定场景储能，如保障系统安全、保障输配电功能等无法从市场获利的场景，若无第三方投资建设，可通过电网公司兜底建设，并通过完善输配电价机制进行疏导。”胡静指出。

储能成本呈快速下降态势

对于未来五年储能发展的前景，业内人士均持乐观态度。据统计，截至2020年底，我国风电装机2.81亿千瓦、光伏发电装机2.53亿千瓦，合计达5.34亿千瓦，根据相关机构预测，到“十四五”末，我国风光发电累计装机规模将达10亿千瓦以上，波动性新能源发电量占比将超过15%。

“根据IEA（国际能源署）的研究结论，如果波动性可再生能源渗透率超过15%，电力供需平衡难度更大，需系统性地提高电力系统的灵活性，而现有设施和改进运行方式难以满足这一要求，尤其是在我国缺乏成熟的电力市场的情况下，这一问题会更加突出。”张兴对记者表示，储能可为电力系统提供调频、备用、调峰、黑启动等调节能力，从目前各地区辅助服务市场规则条文来看，基本明确了储能参与辅助服务市场的身份，独立储能电站和联合储能电站形式均被允许参与电力辅助服务。

胡静表示，储能未来发展很大程度上取决于储能和新能源的技术经济进步性和政策机制的影响。从目前的发展趋势来看，“十四五”期间储能、光伏发电、风电仍将实现较快的技术进步和成本下降，新能源配置储能、用户侧储能、分布式光储等项目的收益水平将逐步提升，迎来规模化发展。同时，在政策机制方面，随着我国电力辅助服务市场和现货市场的市场机制逐步健全完善，除削峰填谷和需量管理外，储能可从市场上获取更多收益，将成为电力系统中最为活跃的主体之一。

张兴认为，从储能成本来看，根据CNESA（中关村储能产业技术联盟）预测，磷酸铁锂储能的度电成本在“十四五”末将下降至0.18-0.27元/千瓦时，在当前基础上下降50%以上。随着储能度电成本的快速下降，“十四五”期间，储能会呈现加速发展趋势。

科华数据股份有限公司新能源事业部副总经理曹建还表示，未来光伏+储能将创造更多更安全可靠的发电场景，同时，其具备快速响应电网调频等众多优势。