中国储能网讯：11月24-26日，由湖南省工业和信息化厅、湖南省商务厅、长沙市人民政府、中国化学与物理电源行业协会储能应用分会联合主办，100余家机构共同支持的湖南（长沙）电池博览会暨第二届中国国际新型储能技术及工程应用大会在长沙圣爵菲斯大酒店召开。此次大会主题是“新能源、新机遇、新高度”。

会议期间，组委会邀请了南方电网能源发展研究院新能源研究所副所长杨再敏分享主题报告《新型电力系统与储能发展的思考与展望》。以下是发言主要内容：

杨再敏：各位领导、专家，大家下午好。很高兴能参加本次储能的论坛，因为疫情，不能到现场来参会，我就在线上和各位领导专家做分享和交流。

下面我结合新型电力系统建设和储能的发展，谈一谈个人的思考。我今天的交流主要分为以下四个方面的内容，第一是储能在新型电力系统中的作用。第二是储能的发展情况及存在的问题。第三是南方电网及南方五省区储能的发展情况。最后是关于储能发展的几点思考。

首先和大家交流一下储能在新型电力系统中的作用。2021年，中央提出了构建以新能源为主体的新型电力系统。新型电力系统的运行面临两方面的挑战：一是电力平衡和供应保障的难度增加。构建新型电力系统的核心是新能源大规模并网后如何保证电力电量平衡，其关键在于如何提高系统的灵活调节能力。二是电力系统安全稳定风险增大，大规模风光新能源并网后和大量的电子设备的应用给电力系统稳定运行带来了更大的风险，分为四个方面：1.等效转动过量变小，降低系统的抗扰动能力。2.频率电压耐受能力不足，容易引发连锁故障。3.大量的电力电子设备应用增加了引发次同步增长的风险。4.电网承受了较大的潮流波动压力，电网运行控制的难度加大。

储能是新型电力系统的重要组成部分，对解决前面提到的电力系统运行的这些问题具有重要的作用。储能在新型电力系统的作用还可以表现在三个方面：绿色、安全、高效。一是储能有助于提高新能源的消纳水平，实现绿色低碳的发展，储能可以有效的解决新能源出力与用电负荷时空不匹配的问题，实现新能源的充分消纳利用。二是有助于增强系统的灵活性，提高新型电力系统的安全水平，储能具有较好的灵活调节特性，能够有效的解决进行电力系统的一些运行的问题。比如现在是“双高”，高比例可视能源、高比例的电子设备，“双低”低可靠性、低转动惯量，“两波动”，从供给侧和需求侧两方面波动都比较大这么一些方面的问题，储能都能够有效的应对。

三是应用场景多元，能够提高电力系统运行的效率。新型储能在源网荷三侧正逐步得到广泛的应用，有利于提升电力系统的运行效率。在电源侧可以解决新能源的处理的随机性、波动性、间歇性等问题，提高新能源的消纳水平。在电网侧可以用于电网的调峰调频，缓解阻塞，提供电压支撑等。在负荷侧可以结合储能+负荷用于削峰填谷，分布式电源就地消纳，也可以提升电能质量的应用场景。

新型电力系统需要发展不同功能定位的储能，一是在不同的时间尺度上，不同类型的储能发挥不同的功能作用，从零秒到毫秒一直到中长期这么一个时间尺度上，不同的时间尺度需要有不同功能定位的储能，在超短时间尺度上，从毫秒级到秒级这个时间尺度上，储能普遍是用于系统的惯量响应、一次调频等功能。在这方面，电化学储能、超级电容储能、飞轮储能可以发挥这方面的作用。在短时间尺度上，从分钟级到日内调节时间尺度上主要是为系统提供调频和调控，缓解阻塞应急备用的场景，目前传统的抽水蓄能、电化学储能都可以参与这方面条件。在中长期时间尺度上主要是为系统提供能量条件，主要用于季节性的调控，长期的需求响应等场景，未来氢能有可能在这方面能发挥一定的作用。二是在不同的空间上，主要是在电源侧、电网侧、负荷这三侧，通过这三侧优化布局储能，可以实现源网荷储的协同高效运行。

第二部分简要交流一下储能的发展情况。近年来，国家接连出台了一系列支持储能发展的相关文件，在2021年7月出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》。意见指出到2025年要实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机容量要达到3000万千瓦以上。今年3月份出台了《“十四五”新型储能发展的实施方案》，这个方案从强化技术攻关，推进产业发展，完善体制机制，推进市场发展，健全管理体系等方面，对新型储能的发展提出的实施方案。今年6月份又出台《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，鼓励新型储能作为独立的市场主体参与电力市场，以市场化的方式形成价格，完善调度运行机制，同时提出要探索将电网替代性的储能设施纳入输配电价回收，保证储能的合理收益。

在政策的推动、技术的进步和产业发展的推动下，新型储能近年来装机规模快速增长，迈进了规模和发展时代。截至2021年底，全球已经投入的新型储能累计装机容量达到了2500万千瓦左右，占总的储能装机12.1%左右。其中装机规模排在前5位的国家分别是美国、中国、韩国、英国、德国，我们国家排在第二位，已累计投运新型储能装机是570多万，占我们国家电力储能总装机的12.5%。其中排在前5位的省份分别是江苏、广东、山东、青海和内蒙。总的来看，我们国家新型储能装机增长较快，但目前还没有成为电力系统调节的主力。

在投资回报机制上，目前新型储能多采用储能+的模式获得投资收益。在电网侧是新型储能+新能源的模式，发电企业通过租赁或者共享的模式推动储能配套建设。在电网侧主要由电网公司建设电网储能，也采用租赁等方式回收成本，或者是通参与电力市场补足收益。在用户侧以新型储能+光伏，新型储能+负荷的模式参与峰谷套利，在峰谷价差较大的北京、上海、江苏、广东等地都有一定的应用。

在储能快速发展过程中，新型储能发展也面临了一些问题。一是新型储能的技术经济性和成熟度仍有待提高。从技术成熟度来看，大规模储能目前只有抽水蓄能的技术相对成熟，压缩空气储能、钠硫电池储能、飞轮储能。锂电池储能、熔盐储能等技术大多处于示范阶段，超级电容、超导储能、氢能等技术目前还处于研发阶段。总的来看，新型储能技术经济性和成熟度仍有待提高。二是储能的市场化体制还不健全，成本疏导机制不完善。虽然国家出台了推动储能参与市场的一些文件，但是目前在储能参与市场的准入条件、交易机制和技术标准等方面仍然不完善，储能市场化的成本回收机制没有建立。三是抽水蓄能大规模发展面临建设周期、站址、环保等因素制约，如何利用现有的大型水电站特别是流域的梯级电站改建成为混合式的抽水蓄能电站，我觉得是一个值得研究的问题。四是目前新型储能大规模发展面临安全性的制约。近年来，国内外发生了多起储能电站的安全事故，一方面是由于很多技术的难题导致该类的事故难以防控，另一方面在设计运维各方面的标准还不健全，管理也缺乏依据，最重要的是电化学储能的技术路线需要重点考虑本质安全的问题。

下面和大家介绍一下南方电网及南方5省区储能发展的情况，以及开展的相关工作，截至目前南方5省区已投运的抽水蓄能电站有7座，装机容量是1028万千瓦，主要集中在广东和海南，包括广东的广州、深圳、惠州、清远、梅州、阳江，还有海南的琼中县，其中粤港澳大湾区装机容量900多万。在新型储能方面主要是电化学储能，目前南方5省区的电化学储能的总装容量是85万左右，约占电力储能总装机容量的9.3%。其中南方5省区的广东装机规模最大，而且是增长比较快。2019年、2020年广东新增储能规模都是全国首位，去年是全国第三。从分布来看，从源网荷这三侧来看，南湖5省区的储能项目主要还是集中在电源侧，主要是由于广东的火电机组调频市场活跃，在电源侧配的储能相对多一些，占了76%左右。在发展政策上，目前南方5省区里面，广西、贵州、海南也颁布了新能源配套储能的相关政策，其中广西要市场化配置风电是20%的配储，光伏是15%，贵州要求10%的配储能，海南也是要求不低于10%，还没有出相关文件，也是按照国家推荐的10%-20%比例之间来配置。

南方电网公司积极支持新型储能发展和应用，公司于2019年先后出台了《关于印发促进电化学储能发展的指导意见》和《关于进一步做好电化学储能工作的通知》，提出要深化储能影响研究，推动储能技术应用，规范储能并网的管理，引导储能产业发展。在2021年8月，公司印发了《关于进一步加快电化学储能业务发展的指导意见》，意见提出到2025年公司储能业务要实现从商业化的初期向规模化发展转变，到2030年储能业务要实现全面的市场化发展，储能业务成为公司新兴业务的利润增长极。目前，南网已经将公司的储能业务进行了整合打包，也实现了上市。近期，南网电力公司也在编制新型储能建设的指南，目前正在征求意见，建设指南主要是明确新型储能的功能定位，配置原则以及商业模式等，对做好新型储能的并网服务和调度管理具有一定的指导作用。

未来“十四五”及中长期，南方电网公司将积极推动储能建设，加快推进储能技术的规模化应用。“十四五”期间预计南方5省区新增抽水蓄能容量是600万千瓦左右，主要集中在广东和广西。在新型储能方面，“十四五”期间电化学储能增加约2000万千瓦。到“十五五”期间，南方5省区的新增电化学储能约2000万千瓦，抽水蓄能是1600万千瓦。到2030年南方5省区电化学储能规模要达到4000万千瓦，抽水蓄能达到3000万千瓦，全面提升新型电力系统建设。

最后谈谈我个人对储能发展的几点思考。

一是建设新型电力系统需要充分挖掘需求侧的调节资源。新型电力系统的建设，一方面新能源大规模并网，对电网的调节能力提出了更高的要求；另一方面，我们系统里面可开发的调节资源还是非常丰富的，特别是在需求侧，尤其是结合电力市场建设，所以在交通电气化，建筑用能电气化，大量的柔性负荷以及电动汽车等资源接入需求侧，需求侧的调节潜力也在进一步的挖掘。未来结合我们的电力市场建设，可以通过虚拟电厂、负荷集成的方式，实现对需求的资源的优化控制，充分挖掘需求调节潜力，满足电力系统的调节需求。

二是储能要集中式和分布式相结合的发展。每一种储能技术都有其经济的规模，不是规模越大就越经济，抽水蓄能技术相对成熟，可以因地制宜，做成大规模集中式的，也可以做成小型的抽蓄。但是相对于锂电池储能，现在还不好说它的经济规模是多大，要考虑电池的技术成本，安全的成本，现在看不是越大越好，规模越大安全的成本可能会大幅的增加，分布式的小规模可能更加适合电化学储能技术路线。所以要根据储能的不同的技术，集中式和分布式相结合来发展储能。

三是电化学储能在本质安全方面对电力系统的要求还是有差距。与汽车动力电池相比，电力系统的储能要求应该更高一些，储能的容量更大，充放电次数更多，有的要求一天一充一放，甚至一天一充两放，总的充分电次数6000次以上，跟电动汽车的电池相比，它的次数要求是更多的，安全性要求也很高，对能量密度的要求没有动力电池这么高，可以说电力系统电网的储能跟汽车动力电池储能，它从性能上、要求上应该是不同的一种类型的产品。现有的动力电池的储能的技术路线，是否适合新型电力系统运行的要求，还需要进一步的论证，需要研究适合电力系统储能的技术路线。

四是建议建立统一调度、共享使用的调度运行机制。储能最大的功能是参与电力系统的调峰来更多的消纳新能源。电力系统调峰是一个全局性的问题，不是局部问题。统一调度、共享使用储能能够提供储能的利用效率。目前储能的利用效率特别是在电源侧的储能利用效率是不高的，只有统一调用、共享使用才能提高我们的利用效率，充分发挥储能的调节作用，也只有这样才能够有利于储能成本的回收。

五是建立新型储能的容量电价机制。目前新型储能的成本仍然较高，在现行的价格机制下难以回收成本，建议加快完善容量电价的机制，同时推动新型储能以独立市场主体参与电力的现货市场、辅助服务市场，保障储能的合理收益，促进储能市场化的健康发展。

以上就是我今天的分享，谢谢。