中国储能网讯：4月27-28日，由中国化学与物理电源行业协会主办的中国光储端信协同发展大会在重庆国际博览中心召开。

  此次大会以“协同创新 融合发展”为主题，设置开幕式暨碳达峰高峰论坛、工商业储能与车网互联专场、光储氢协同发展专场、储能系统集成与智能安全预警系统专场、人工智能与碳足迹专场五个专场论坛。

  来自行业主管机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的300余家产业链供应链企业参加了本次大会对话与交流。

  中国化学与物理电源行业协会储能应用分会、中国储能网与数字储能网联合承办，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会专家委员会提供学术支持。

  4月27日下午，上海交通大学教授程浩忠受邀在大会开幕式分享主题报告，报告题目《大规模储能及其在新型电力系统应用形势》。以下为报告主要内容：

  程浩忠：尊敬的各位专家，来宾们，大家下午好！我是上海交通大学的程浩忠，我汇报的题目是《大电网新型储能规模化应用展望》。我是做电力系统规划的，规划中要确定各种类型电源安装的时间地点容量还有类型，在这方面就要涉及到跟储能打交道。

  我的汇报分五方面：首先是新型储能它的技术经济的特性。我们国家储能的发展非常快，2020年的时候，当时新型储能只有327万千瓦，当时制定的规划到2025年达到3千万，结果去年就超过了3千万，这个规模速度非常的快，在这个情况下，我国的储能会实现从商业化的初期向规模化发展的实质性转变。新型储能有很多的优点，比如建设周期短，选址灵活，调节能力强，响应速度快等优点，我们有必要通过新型储能来提升大电网当中的灵活调节和支撑能力。

  在这方面我们会涉及到各种储能，比如说物理储能当中的压缩空气的储能，具有寿命长、响应速度快，实际上经济度电成本2毛7到4毛1，这样合适的成本，有望成为抽蓄之外的补充。第二是飞轮储能，价格昂贵和容量规模小，所以在大电网当中可能这个应用还要有相当长的时间。第二类就是电化学储能，比如锂离子电池储能，最重要的现在最有代表性的，就是磷酸铁锂的电池，有效率高，结构稳定的特点，实际上是目前新型储能当中电力储能应用的主体和主流，度电成本已经可以做到5毛到7毛了，这方面磷酸铁锂总体技术和产业化也是比较成熟的。三元电池，虽然度电成本也可以做到6毛到1块钱，安全性比较差，能源局也规定了，在大中型电化学储能电站不得选用三元锂电池和钠硫电池的，因为安全性能问题非常严重。第三类新型锂离子电池，铅碳电池储能，现在度电成本可以做到6毛5到8毛，成本上有一定的优势，但是也有负面效应，这方面还有待解决。全钒液流电池，寿命长，安全性好，但转换效益比较偏低，度电成本也可以做到7毛到1块，但能量效率比较低。钠硫电池，资源非常丰富，安全性还是比较差，虽然前面有一位专家介绍了钠硫电池的情况，能源局也规定，大中型电化学储能还是不能用钠硫电池，钠硫电池度电成本也可以做到7毛到9毛，但它还是比较适合于大规模调峰填谷要求不高的场合，但能源局有规定因为安全性有问题。第三类电磁储能技术经济特性，超级电容储能，寿命长，转换效率高，我们国家在舟山有应用，在提高能量密度和降低成本方面，还有很大发展空间。还有热储能技术，比如显热储存，熔融盐蓄热，目前蓄热成本还是比较高的，在热量的存储和输送方面有难题，还需要解决。潜热储存，相变存储，适用于存储密度比较高的场合。氢储能，因为能量密度高，成本低，过程没有污染，可以长时间的存储，我们也有兆瓦级的，包括电解制氢等等来完成这些工作，主要是用于新能源的消纳、调峰填谷等等长时间的储能场景。

  我们对各种物理储能、电化学储能、电磁储能当中，抽水蓄能、飞轮储能、压缩空气、磷酸铁锂、三元电池、铅蓄电池做了一个相应的对比，压缩空气和磷酸铁锂在技术上和经济性能上有优势。可以看到各种类型的储能，就放电时间，技术、功率成本、度电成本来说，抽蓄可以做到2毛2到3毛5，锂离子电池做到0.5到0.7，希望锂离子电池的储能能进一步降低，假如能降低到3毛到4毛的话，那这个发展空间就更大了。当然储能应用过程当中也有很多安全的事故，比如33起事故当中，三元锂电池的就有25起，韩国有24起，其中状态大多数发生在充电当中或者是充电休止以后有21起，季节性发生概率相差不大。比如典型的一些事故，像澳大利亚、美国特斯拉等等这些事故很多，韩国的数据中心、北京丰台大红门储能电站，时间关系这里不能一一列举很多。总体的新型储能上面，磷酸铁锂是目前使用最为广泛，初步具有商业化发展条件的，也适合在电网大规模发展应用，在大电网当中大量的电源侧、电网侧和用户侧应用的。压缩空气是最具发展潜力的物理储能，在未来可能在电网大规模发展当中能够得到很好的应用，但是关键是要选择到好的场地，包括溶洞或者是盐穴来完成，所以新型储能当中主流类型是磷酸铁锂和压缩空气。但是另外的对于液硫电池、钠离子电池、氢能这些，发展速度还非常快，目前还不能在电网当中大量的应用或者大规模的应用，我们应该持续的保持关注。目前可能五年内大概是做不到的，5年到10年以后有可能，要看技术和相应的进步条件。针对这些电站安全性，要加强储能系统的安全防护，制定不同类型的应急方案和消防措施，尤其是要保障人生安全，这是技术和经济特性上要求的。

  储能在电源侧的规模化应用，我们国家从去年来说，抽水蓄能占60%，新型储能占接近40%，新型储能当中锂离子电池占到了97.3%，这些比例当中，电源侧、电网侧和负荷侧的分布，国外来说电源侧重点在表前，美国、英国和澳大利亚，表后是德国、意大利、西班牙和澳大利亚，这些都有比较广泛的应用。我们国家2021年，电源侧占41%，电网侧占35%，用户侧占24%；2022年电源侧55%，电网侧33%，负荷侧12%，其中最为典型的山东已经有150多万千瓦储能的装机。在电源侧新型储能主要有4种应用的场景，第一种是平抑新能源波动，第二是辅助传统电源来进行调峰，三是辅助传统电源和新能源进行调频，第四种为电网和系统提供相应的备用。在新型储能当中，国外对电源侧，像美国的manatee储能中心等等这些，很多时间关系没有办法一一列举。我们国内的张北风光储能中心等等。我们国家能源局出台了一系列新型储能的政策和文件，刚才前面发改委的刘主任也讲了这些文件，我就不再重复了。

  总体在电源侧来说，电源侧新型储能占据市场主导，在部署上面重点是在考虑功率型储能技术，国外的储能以美、英、澳大利亚为代表，都以太阳能光伏+储能为代表，达到了百兆瓦级别，甚至部分超过千兆瓦级别的，海上风电有但用得比较少。国外储能的配比多在10%—40%之间，国内是以常规机组+储能，风光储、凤储、光储都有应用，运行方式更加多样化，但容量普遍不高，还在进行规模化发展的探索的阶段，虽然容量不高，但实际上现在很多装了也没有用，或者还用不起来，至少说用得不是很好。国内要求新能源发电项目必须要配套储能，配比要求在10%—20%之间，但是相应的一些补贴政策、支持力度各地有差异。

  新型储能在电网侧的规模化应用，主要可以提供4个场景，一个是支撑电力保供，第二是调峰调频电压支撑的角度，来为系统提供相应的调节能力。第三通过负荷转移来延缓电网升级改造，第四是支撑高比例新能源基地外送，尤其是现在我们国内提的甚至800千伏特高压直流的输出。支撑电力保供，通过低谷充电，顶峰供电，这种对长时间电力电量缺口地区还是没有用，比如电网侧储能，有美国的加州等等很多，国内的山东滕州，以及国家能源局也出了相应的政策。我们的华东从辅助服务的角度，并网运行的角度还出了相应的实施细则，通过新型公用的储能电站，想办法提供有偿辅助服务，来鼓励储能的建设和投运。

  总体上来讲电网侧新型储能重点部署都是以能量型储能为代表，国外有美、英、澳为代表，国内的新型储能已进入规模化发展，达到百兆瓦级别，涵盖电化学储能、空气储能多种类型，总体还处在发展初期，很多都是示范项目，探索经济性手段为主，有的挣钱，有的可能还并不挣钱。

  新型储能在用户侧的规模化应用，用户侧也是主要有四个场景，一个是联合分布式发电，来降低用电成本。二是峰谷价差套利，三是负荷调节，四是不间断电源，提升供电可靠性。用户侧新型储能比如美国的以及德国的一些家庭，我们国内广东的佛山，重庆的长寿等等都可以举出一系列的例子。同样发改委和能源局发了相应的储能政策文件，这些文件有时候涉及到电源侧、用户侧和电网侧，都涉及到里面相应的一部分。总体这方面来讲，电化学储能所具备的性能更加符合用户侧储能分布式能源系统的应用场景。在国际上用户侧储能规模上都高于国内市场，国内用户侧储能目前经济性不高，度电成本大于电价差，套利能力不行，国内需出台政策拉大峰谷价差，推动户储需求加速释放，部分地区出台强制配储规划，有力推动储能装机放量。

  总体上来说，可以从八点来谈：第一，考虑技术、经济、安全性，实际上是有必要发展新型储能的，也有利于大电网保供，提供电网系统调节能力。第二，新型储能具有这么多的应用场景，能为电网提供调频、紧急功率、电压支撑等等都有这样的功能，所以将来还是很有必要可以通过新型储能来提升大电网的灵活调节和支撑能力，当然可以配相应的辅助服务来更好的支撑。第三，电源侧储能运行方式更加多样化，但目前容量不高，还处在规模化发展的探索阶段。第四，电网侧的储能已经进入了真正意义上的规模化发展，是未来重点发展方向，但目前普遍存在利用率不高甚至闲置，也就是说有的没有用好，或者有的用不起来这些问题都存在。第五，新型储能规模化发展关键制约因素，没有形成系统性发展模式，目前的技术水平不足以支撑，政策标准有待完善。储能是好，但也必须要考虑经济性，经济性不行大范围推广应用的积极性受到很大的影响。第六，要加强规划，对于储能行业发展的引领，实际上我们做可以做很多的专项规划，以后也应该要有专门储能的专项的配套规划。第七，借鉴国际经验，电网侧和电源侧储能需加强政策支撑和引导。第八，重视储能技术面临的安全问题，安全问题暂时还没有办法解决，但可以从三条着手，一个是想办法研发比较困难燃烧或者不燃烧的电池材料作为第一道防线，第二道防线提高检测预警能力，第三道防线，制定故障应急预案和消防处置措施，这三道防线可能都会增加储能的投资成本。

  以上是我的简要汇报，谢谢大家！