NBA押注平台正文 | 《中国电力能源》余轩

储能成为新型电力系统的关键支撑

——专访中国能源研究会储能专委会主任、中国科学院工程热物理研究所研究员陈海生

NBA押注平台6月7日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于进一步推进新能源储能参与电力市场和调度应用的通知》，指出新储能具有以下优势：响应速度快、配置灵活、建设周期短。是建设新型电力系统的重要组成部分；要建立健全与储能参与相适应的市场机制，鼓励新储能自主选择参与电力市场，坚持市场化定价，不断完善调度运行机制。

目前，我国新电力系统建设的思路和重点是什么？储能产业发展将如何为新型电力系统建设提供重要支撑？如何深化储能参与配套服务市场建设？对此，记者采访了中国能源研究会储能专委会主任、中关村储能产业技术联盟理事长、中科院工程热物理研究所研究员陈海生。

《中国电力能源》：

NBA押注平台目前，我国新电力系统建设的思路和重点是什么？

陈海生：新电力系统以保障能源和电力安全为前提，以新能源为主，智能电网为支点平台，源网荷储一体化多能互补性强、清洁低碳、安全可控。、灵活高效、智能友好、开放互动的电力系统为基本特征。

国家发展改革委、国家能源局印发的《现代能源体系“十四五”规划》提出，新型电力系统建设要推动电力系统向适应大新能源占比；创新电网结构和运行方式；增强协调和优化电源运行的能力；加快新储能技术规模化应用，大力提高用电负荷灵活性。

NBA押注平台国务院印发的《2030年前碳达峰行动计划》以“加快新型电力系统建设”为重点，包括：构建新能源比重逐步提高的新型电力系统，推进大规模优化清洁电力资源配置。大力提高电力系统综合调节能力，加快柔性调节电源建设，提高电网安全水平。积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化、多能互补，支持分布式新能源储能系统合理配置。制定新一轮抽水蓄能电站中长期发展规划，完善促进抽水蓄能电站发展的政策机制。加快新能源存储示范推广应用。到2025年，新能源储能装机容量将达到3000万千瓦以上。深化电力体制改革，加快建设全国统一的电力市场体系。到2030年，省电网基本具备5%以上的高峰负荷响应能力。深化电力体制改革，加快建设全国统一的电力市场体系。到2030年，省电网基本具备5%以上的高峰负荷响应能力。深化电力体制改革，加快建设全国统一的电力市场体系。到2030年，省电网基本具备5%以上的高峰负荷响应能力。

《中国电力能源》：

储能产业发展将如何为新型电力系统建设提供重要支撑？

陈海生：为实现碳中和的长远目标，我国非化石能源消费比重将逐步提高到80%以上，将间歇性、不稳定、不可控的可再生能源由补充性转变能源为主能源。相应地，电力系统将从“集中发电”向“集中与分布式发电相结合”转变，电力系统主体将从“源网负荷”向“源网负荷存储”发展。四大主体，储能将成为新电力系统四大基础主体之一，成为新电力系统的关键支撑。

储能作为电网中优质灵活的调节资源，具有供电和负载双重属性，可以解决新能源输出快速波动的问题，提供必要的系统惯性支撑，提高可控性和稳定性。系统的灵活性。在新型电力系统中，储能是支撑高比例可再生能源在发电侧接入和消纳的关键技术手段；是提高电网调控能力、综合效率和保障能力的重要支撑技术；它也是对用户侧能源管理的支持。和有效的电能质量手段。

随着储能技术的突破和规模化发展，各种储能技术的应用成本将不断下降。随着电力市场化改革的全面推进，储能不仅可以作为独立主体参与现货市场和辅助服务市场，还可以通过支持可再生能源支持电力系统稳定安全运行，实现叠加多重应用价值。

《中国电力能源》：

目前我国储能产业发展现状如何，面临哪些挑战？您对提高新型电力系统对储能服务的支持能力有什么建议？

陈海生：据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库不完全统计，截至2021年底，中国电能累计装机容量储能项目已达4610万千瓦中国能源的现状及安全，占全球储能市场的22%，其中新储能累计装机超过570万千瓦，同比增长75%。虽然发展迅猛，但要满足未来大规模储能应用的需求，仍面临诸多挑战，主要包括以下几个方面：

在技​​术方面，总的来说，目前的技术水平在效率、规模、安全、成本、寿命等方面都不能完全满足新型电力系统应用的要求。一些储能技术的成熟度还有待提高中国能源的现状及安全，一些核心技术还没有完全掌握。

市场方面，虽然目前各地都在探索新的商业模式，但从全国范围来看，现有的储能项目大多尚未形成稳定合理的收益模式，可以获得调峰、调峰等多重收益。频率调节和容量补偿。市场机制的细节仍然是空白。

在安全和标准体系方面，储能设备和储能电站的技术规范尚不统一，尚未形成规范行业发展的技术标准体系。如今，业界尚未形成统一的安全标准和公认的解决方案。

为进一步提高储能服务新型电力系统的能力，提出以下建议：

一是技术层面。加强储能技术创新，通过项目和政策支持，开展储能原理及关键材料、单元、模块、系统和循环利用技术研究，突破一批关键核心储能技术。同时，不断推进储能技术与装备的研发与示范，通过提高可再生能源利用水平的应用、提高电力系统灵活性和稳定性的应用、提高储能水平的应用智能能源消费，推动储能支持能源互联网应用。技术路径和场景应用示范，

二是市场。要坚持“谁受益、谁付费”的原则，根据技术特点建立市场长效机制，明确政策导向和储能价格机制。在这个过程中，通过建立合理稳定的储能价格机制，可以实现多种应用价值，从而成为新型电力系统不可或缺的组成部分。

三是安全。要尽快完善储能产品标准和检测认证体系。建立健全储能规划设计、装备和检测标准体系。完善储能产品性能、安全等检测认证标准，建立国家储能检测认证机构，加强和完善储能产品全生命周期质量监管。

《中国电力能源》：

储能参与配套服务市场现状如何？您对如何深化储能参与配套服务市场建设有何建议？

陈海生：2020年之前，我国储能参与辅助服务市场的模式主要是以火储联合调频为主。至2020年底，储火联合调频工程建设规模超过67万千瓦。近两年，随着我国电力市场改革的深入和“双碳”目标的提出，全国各地开始加快辅助服务市场建设，在供电上储能方、用户方、电网方已开始逐步参与辅助服务市场。

2021年，国家能源局正式发布了《电力并网运行管理条例》和《电力辅助服务管理办法》（以下简称“新版‘两个细则’”），明确了新能源储能在辅助服务市场的主要作用。，并提出并网管理要求。同时，增加了电辅服务新品种，完善了共享共享辅助服务新机制。自文件发布以来，全国8个地区对本地区配套服务市场规则进行了修订：

辅助服务品种方面，储能除了常规的深度调峰、二次调频外，还可以在山西省及南方地区增加有偿一次调频、无功调频等服务。

在市场参与形式上，华北和浙江省允许用户侧储能作为第三方独立实体参与调峰市场。

在费用分摊机制方面，广东、山西、浙江、江苏等地的政策体现了“谁受益、谁付费”的原则，推动建立向用户传导配套服务费用的长效机制。

尽管辅助服务市场如火如荼，但仍存在可持续发展机制不明确、调用原则不明确、分摊补偿机制不完善、需要建立长效市场机制等问题。

针对这些挑战，我们有以下建议：一是因地制宜落实新版“两个细则”，明确储能市场身份，结合市场环境完善市场规则；市场主体的技术要求和考核标准；三是结合电力市场化改革探索建立电力用户共同参与的辅助服务共享共享机制，形成市场化运作的长效机制; 四是加强辅助服务市场与现货市场的联系。连接和集成；第五，

《中国电力能源》：

新电力系统布局下，储能产业发展应如何处理安全、低碳、经济三要素的平衡？

陈海生：一是要加强组织领导。国家有关部门统筹协调安全、低碳、经济发展等重大问题中国能源的现状及安全，建立健全激励政策和法律法规，促进政产学研用合作互动，有效推动落实的各种措施。各地有关部门要结合实际，研究制定适合本地区的实施方案，因地制宜，科学组织，杜绝盲目建设和重复投资，有序推进储能技术和产业发展。 .

二是加强技术攻关和试点示范。围绕促进可再生能源消纳、发展分布式电力和微电网、提高电力系统灵活性、建设能源互联网等重大需求，部署一批领先的储能技术研究和试点示范项目。

三是加强行业引导和监管。充分发挥专业协会（学会）、研究会、联盟等作用，引导行业协调发展；依托行业储能信息公共平台，加强信息对接、共享和交易服务；加快储能产品标准和检测认证体系建设，确保行业规范发展。

《中国电力能源》：

储能商业化、规模化发展取得了哪些成果？未来储能的商业化和规模化发展会给新型电力系统带来哪些变化？

陈海生：在“双碳”目标和新型电力系统建设需求下，储能技术进步迅速，产业链逐步完善，新商业模式层出不穷。目前，储能正从商业化初期向规模化发展，确立成熟产业。系统，是多种商业模式形成的关键时期。

从商业化角度看，储能成本大幅下降，循环寿命、能量密度等关键技术指标大幅提升；部分省份，如广东、山西等地，已实现储火联合调频工程的商品化；随着差价政策的推进和“双控”工作的深入开展，浙江、广东、江苏等部分省份的用户侧储能项目已初步实现经济效益。

从规模上看，2021年我国新储能市场将进入规模化发展阶段。一是新投产的新储能项目装机容量不断刷新历史。二是大型项目数量持续增加，特别是100兆瓦项目数量达到78个，占新储能项目（包括规划、在建、投产）总规模的63%。 2021.三是液流电池、压缩空气等长效储能新技术实现单机百兆瓦项目投产。未来，压缩空气储能还将开展30万千瓦的规模化应用。

如果大规模储能能够有效并网并全面部署，将对解决新能源并网带来的电力平衡问题和系统稳定性风险发挥重要作用。然而中国能源的现状及安全，储能项目的商业化和规模化发展仍面临收益机制不稳定、政策变化风险大等问题。未来，我们可以从以下几个方面继续推动储能的商业化和规模化发展：

一是尽快建立能直接反映电力供需关系和电能质量的电力市场价格机制。可再生能源占比的提升将导致现货市​​场价格频繁剧烈波动。目前，国内终端电价水平传导滞后较大，不能及时反映供需变化和灵活资源价值。在我国现货市场建设过程中，建议设计具有时间序列和区位特征差异的电价机制，同时进一步提高中长期市场电价的上限和下限。和现货市场。

二是根据未来新电力系统的实际需要，增加新型辅助服务。随着可再生能源并网比例的提高和火电机组的逐步退出，电力系统的惯性供给不足。目前，我国各地区辅助服务市场运行和交易规则鼓励储能参与调峰调频市场。细化FM品种中国能源的现状及安全，为资源快速调整提供稳定的市场参与空间。

三是建立储能服务成本降低机制和储能价格机制。目前，我国新能源侧强制或鼓励配套的储能设施，以及参与辅助服务市场的储能设施，系统性成本和收益，以及相关受益方尚未详细明确评估，成本没有有效地转移到“犯罪者”或受益人身上。尽快建立储能服务成本分摊机制和储能价格机制，坚持“同工同酬”的原则，实现新型储能同工同酬。提供与抽水蓄能相同的服务质量和效果，

（岳奋、李真、刘伟和于振华也参与了本文。）

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