中国储能网讯：5月24日，由中国化学与物理电源行业协会主办，200余家机构共同支持的第十一届中国国际储能大会在杭州洲际酒店召开。此次大会主题是“坚守储能安全底线，推动产业创新发展”。来自行业主管机构、国内外驻华机构、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718家产业链企业，1952位嘉宾参加了本届大会，其中88家企业展示了储能产品。

大会现场

中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司储能技术中心主任楚攀博士受邀参加本次大会，并做报告主题：广东省储能市场发展概况介绍及未来发展前景。

中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司储能技术中心主任楚攀

楚攀：感谢主持人的介绍！我们的会议特别不一样，我参加储能大会的系列会议已经有10年了，储能大会有一个特点，每次报告厅里坐的人很满，大家都在孜孜不倦的学习，在座的每个人都是学习驱动型的人才，所以相信大家都能在储能方面出很好的成绩。

今天我给大家汇报一下广东省储能发展现状和储能技术的发展趋势。

这张图是目前广东省储能市场的基本现状。截至2020年底，广东总体的装机达到了360MW，其中80%以上都是电源侧。在电网侧和用户侧，由于广东市场跟随政策的速度稍微慢了一些，虽然电网侧做的很早，但起了个大早赶了个晚集，目前也只有一个18MWh和一个10MWh的项目，不像江苏、湖南、河南都有100MWh的大型储能项目。在用户侧储能方面，由于广东的峰谷价差并不像江苏、北京那么大，所以广东的项目相对少一些，但算总量话也处于全国前列。

我们做储能项目和做其他任何事情一样，测算一个行业的发展潜力和发展前景的时候，要看看它的基本盘如何。做储能项目的基本盘是什么呢？我认为是本省的电源结构，因为电源结构决定了现在及未来的电力系统对储能容量的需求。图中展示了广东省2019年以及2020年的电源结构。可以看到，排名第一的是火电，2019年占比36%，2020年占比35%；第二大电源是西电，主要是来自云南、贵州的水电。第三是燃气发电，第四是核电。其中燃气发电装机量的占比，在广东的整个电源结构里是比较高的。

大家可以看到，从电源结构来说，占比第一的煤电具有比较好的调节性，有一定的灵活性；占比第二名的是西电，这是不可调的，从云南、贵州的水电送过来，别人稳定的送给你就不错了，让水电参与电网的日调节还不太现实。第三是气电，气电的调节性能非常好，调节能力是火电的4-5倍，这是广东省的优势，因为广东的气电装机占比领先全国。第四是核电，让核电参与调峰已经研究了很多年，但是从来没有实施过，广东核电一年发电7000多个小时，某程度上挤压了灵活性电源的发电小时数；来看水电，水电本来是非常好的调节资源，它的调节能力是火电的10倍以上，但是广东的水电以径流式的小水电为主，调节能力很差；抽水蓄能电站的调节性能最好，超过气电，广东的抽水蓄能装机容量好像是全国最高的，800多万千瓦，但是占比较低，只有4%；风电和光伏，与很多能源发展比较好的省份来说不能比，在电源结构里占比分别是3%和4%。最后一点是生物质电源，占比2%不到，以上是基本的情况。

追求“双碳”的目标，建设一个以新能源为主体的新型电力系统，需要我们的电力系统里配置大量的灵活性资源。煤电的灵活性比较好，排名第三，它的机组爬坡率大概是1%-2%；水电最好，机组爬坡率高达50%，是目前最好的灵活性资源。

这张图是我们之前针对广东省的电源结构，做的低碳转型做的规划，我们做这个规划的时候，国家还没有提出碳中和的目标。若想从高碳向低碳转型，到2035年，煤电将降低到24%，气电比例保持不变，但是气电的总装机容量是上升的。水电和太阳能加起来要达到23%，水电的装机占比稍微降低，广东省内的水电资源已经完全开发完毕，抽水蓄能还能再建一些。在这样的形势下，对整个系统来说，灵活性资源是不足的。虽然电源结构不断优化、更加清洁化、低碳化，风电和光伏的发电占比越来越高，但是，整个电力系统的弹性越来越差，运行风险越来越高。

（图示）大家看绿框里面着的，火电和水电都是给整个电力系统贡献灵活性的电源，但是它们在未来的5-10年之内装机占比是逐渐降低的，这是能源结构清洁化的代价之一。核电，目前来说，给电力系统的灵活性不做任何贡献，甚至还挤压其他电源发电空间的，还给电力系统带来了调峰难题，但核电的比例会持续上升，由大概9%上升到15%左右。而光伏和风电，给整个系统输入不确定性、输入波动性，且它们的装机占比大幅度增长。未来（到2030年），风电和光伏的装机占比加起来只有23%，这是双碳目标出台之前的规划，现在我们要响应碳中和的目标，这个风电和光伏的装机规划是不够的，或者说还差很远。若要在电力系统中实现碳中和，未来我们会面对更强的波动性，整个电源结构里火电占比会更低，最后所有这些，都会造成了整个系统的风险越来越高。

怎么办？国家在“十四五”能源规划里已经做了顶层设计，要构建现代能源体系，要建设以新能源为主体的新型电力系统，要加快发展抽水蓄能和新型储能技术。抽水蓄能目前在全国的装机是3179万千瓦（广东大概800万千瓦），在建的抽水蓄能有5000多万，抽水蓄能是非常好的灵活性电源，可以调峰、调频、可以作为备用、也可以作为黑启动。但是抽水蓄能电站的缺点也很明显，受环境限制比较多。给大家展示一个例子，这是一个桐城的抽水蓄能电站，建抽水蓄能得有两个上下的水库，这个水库都比较大，下游可能还涉及到一些移民或者说环保问题，整体电站的建设周期很慢。这是一个俯视图，可以看得更清晰一些的；这是安徽响水涧的抽水蓄能电站，这个抽水蓄能电站大概建设了6年，其实它的原工期计划是建设60个月。这是我在网上搜到新闻，一个是2006年10月份发的，说它已经开工了，主体工程预期5年。是什么时候完工的呢？我又搜了一下，是2012年11月，就是6年后，也就是72个月之后四台机组基本投运。这是抽水蓄能电站最大的缺点，建设周期慢，很可能它建成的时候，已经跟不上规划时预想的电力发展形势了。

基于此，我形成了一些不太成熟的结论：第一，我认为在“十四五”期间，由于漫长的工期以及环境因素，抽水蓄能电站靠不上，这里主要指的是电网调频领域靠不上抽蓄。第二，“十五五”以后，由于风光渗透率的大幅提升，造成调峰压力的持续增加，抽水蓄能电站将主要用于调峰以及备用，在电网调频依然靠不上。所以，我的结论很简单，在未来十年以内，新型储能技术将在电力系统中得到非常广泛的应用，主要的应用将集中在调频领域，这里包括了一次调频和二次调频。

以上是我的一个简单的逻辑论证，我觉得需要从其他专家的研究成果中找点资料来印证一下我的结论，找到了一个比较知名的国际机构做了研究，这是国际上已经建成的储能项目的应用分布情况。大家知道，国际上的储能项目大多集中在欧美，电力市场改革比较深入，它们的现状可能是我们的未来。大家看这张图可以看到，49.7%和9.4%一个是调频，第二是备用，这些备用绝大多数也是用于调频。也就是说，有60%的储能应用都是集中在调频领域，调峰领域有多少呢？大概有10%。可以看出，这个研究成果，支撑了我上面的判断的。

大家很关注储能市场，再做一个简单的预测，假设到2060年的时候，就是碳中和目标实现的时候，我们人均电力消费达到8000kWh/年，需要14.5万亿kWh的电力供应。这时候煤电提供2万亿，核电提供1.6万亿，水电提供1.5万亿，可再生能源提供9.4万亿，其中风光各提供3万亿。按照这个电量的分布来说，再考虑到风电和光伏利用小时数，大致需要安装光伏30亿千瓦，风电12亿，按照目前新能源配置储能的比例，假设光伏配置10%，风电配置20%，需要1080GWh的储能容量。那么，在未来以新能源为主体的电源结构之下，这个容量需要翻番甚至翻两番，最高可能达到4000GWh，所以我认为未来储能发展空间是非常大的，大家已经选择了一个非常好的赛道。

接下来，介绍一下电力系统的调频体系。

（图示）这是目前的调频控制体系，正负0.025赫兹之内是AGC死区，这个区域也就意味着二次调频的不动作，正负0.035赫兹是一次调频死区，这个区间火电机组的一次调频功能不动作。接着，依次是AGC的正常调节，次调节，再往后就是电网事故了。比如，若电网的频率低于40.8赫兹，这个时候的保护策略就是低频切泵，低频切泵，就是关掉抽水蓄能电站的抽水泵，其实也是切负荷的一种方式。抽水蓄能电站在电网里既可以充当电源，也可以充当负荷，当它抽水的时候，就是电网的负荷，在紧急的时刻，把它切掉也有助于整个电网系统和频率的平衡。如果切泵动作完成之后，频率还没有回归正常，那就要切负荷，切负荷的结果，就是停电，电力系统也濒临崩溃。我们近期看到像英国、台湾地区的大停电，都是因为突然失去大量电源，导致系统层面必须切负荷，从而导致的大停电事故。

整个调频体系，分为一次调频、二次调频和三次调频，一次调频对于火电厂来说就是调气阀，对于水电来说就是调节水阀门，一次调频需要在3-60秒之内完成动作，将系统频率拉回0.25赫兹。如果这个完成的话，整个调频动作就结束了，如果一次调频结束之后，频率还没有回归正常，那就要进行二次调频。二次调频可以进行更加精准的调节，它的响应时间60秒到5分钟。二次调频的过程中，它会自动调动机组的备用能量，目前这个备用能量已经不够了，所以有些省份像广东，进行了“火电+储能”的联合改造。二次调频完之后，会将频率拉回50加减0.1hz，最终恢复正常频率。如果二次调频完成了之后还不行，那么就需要人工介入，这时候需要调度员在规定的时间内，比如说半小时，启用带负荷的备用能源。三次调频之后，频率恢复正常，整个系统进入新的平衡点，继续运行。若三次调频还失败了，那就是大停电事故。

整个调度过程，从上往下看，是整个调频的控制逻辑，最先接到调频信号的是AGC，然后是一次调频，最后才是三次调频，所以从逻辑上来说，先是二次调频，再一次调频。但从时间尺度上来说，大家向右看是时间尺度，由于控制方法的区别，一次调频的响应速度最快，所以说一次调频先做贡献，一次调频先动作，它努力将频率恢复正常，如果一次调频动作以后还不够，那么二次调频再动作，如果还不够，再是三次调频，是这样的规律。

（图示）对于整个电网来说，我们希望我们在电力系统的各个环节都有很多的充裕度，比如说调频，假设我们定义调频充裕度=[（调频能力/调频最小备用）-1]X100%，这条绿色的线就是整个系统对调频的基本需求曲线，这条红线是充裕度。随着我的能源结构逐渐调整，充裕度会越来越小，然后但需求会越来越大，如果这两个线交叉的话，电力系统的运行将非常不安全，因为整个系统已经没有安全余量了。

（图示）再介绍一下广东调频市场的概况。广东省调频市场已经运行两年多时间了，大家可以看到，蓝色的线是2019年，市场开放以后，市场的费用是不断增加的，到19年9月份以后，每个月都在1亿以上。在2020年，基本上每个月都是稳定在1亿以上，最高是8月份1.7个亿，随后，试运行政策调整了，之后降低了一些，但由于市场需求，后面继续回升。红色的线是2020年前三个月的，也维持在1亿以上的水平，随着未来负荷的增加，整个服务费用会继续增加。

（图示）这张图是调频市场总体和局部分析。这个黄色的线是一个典型电厂，它每个月的收益和总体市场的对比，可以看到这两者的变化趋势基本上是一致的，但是变化趋势的一致性，在2021年就不太好。这个典型电厂是广东运行比较早的火电调频项目。2020年5月份之后，整体的市场补偿费用越来越好，但是这个电厂获得的补偿收益却越来越少，可能他们在精细化运营方面以及电化学储能站方面的控制方面安排不合理。本来他们的收益应该随着市场快速扩张而增加，但是他们没有做到。在这块，广东院积累了大量的实践和数据，我们可以提供一些精细化的储能电站运营服务。

再讲一下未来的储能技术形态。大家最关注的是安全问题，最大的安全问题，一是电芯失控带来的风险，另外一个是现在的集中式储能所带来的直流拉弧所引起的风险。这是一些国外的事故照片，国内的大家都知道了，我就不放了，都是韩国的照片。

集中式储能，几千颗甚至近万颗电芯经过串并联后集中布置，直流汇流后集中并网，这导致了很高的电芯安全性风险。因为现在的电芯不是100%不会出问题的，它在生产过程中比如说有百万分之一的次品率，把几千个、近万个电芯放到一起以后，它大概就有1%的故障率，集中的越多，风险就越高。如果系统里的并流环节太多的话，又有直流拉弧的风险无法消除，最后温度一升高就会出事故。

如何处理这样的风险，我觉得现在已经有一些解决方案存在了：

方法一，化整为零。美国有一个标准，要求储能单体上限不超过600KWh，这是降低整个储能站运行风险的措施。目前国内有一些方案，通过将大型的集中式储能改为分布式储能之后，将之前的交直流混合系统改为交流系统进行并联，这样的方案改进有三点优势：第一点，交流并联直接降低了直流拉弧的风险；第二点，交流并联降低了容量并联损失；第三点，消除了电池簇之间电压不一致带来的环流风险。最关键的是交流并联之后，直接减少电芯的运行风险。目前国内这方面做得比较好的企业有上能电气和奇点能源。

方法二，物理储能，飞轮储能。飞轮储能现在已经进化的比较快了，而且飞轮储能在一次调频里的应用更有优势，为什么？因为它的储能量与飞轮的质量成正比，与角速度的平方成正比。它的转速非常容易控制的，不像电池的SOC那么难以测算。控制飞轮的转速就可以精确控制释放或者吸收了多少电量，这种特性在一次调频里可以发挥很好的作用。

（图示）这是飞轮储能+锂电池储能在山西右玉老千山风电厂的一个成功应用，是国网的示范项目，目前运行的非常好，它在一次调频的效果非常好。

所以说，我以上的分析对未来新型储能技术应用空间的解读，我认为未来储能技术的发展趋势，将要同时解决一次调频和二次调频问题。将分布式储能和飞轮储能两者结合起来，形成一套混合储能系统，彼此支撑，是未来新型储能技术的重要发展方向！

我的演讲到此结束，谢谢大家！