日前，國家能源局印發《關于做好可再生能源發展“十四五”規劃編制工作有關事項的通知》，文件指出，優先開發當地分散式和分布式可再生能源資源，大力推進分布式可再生電力、熱力、燃氣等在用戶側直接就近利用，結合儲能、氫能等新技術，提升可再生能源在區域能源供應中的比重。在電源側研究水電擴機改造、抽水蓄能等儲能設施建設、火電靈活性改造等措施，提升系統調峰能力。

儲能重要性再一次被強調。

近期，可再生能源+儲能屢被提及，甚至成為硬性規定，那么儲能是否成為剛需，其又應有著怎樣的發展和前景？近日，國家電網公司調度中心副總工程師裴哲義針對“儲能需求與規劃”這一主題做了深刻剖析。

一、新能源與電化學儲能并網的基本情況

1. 新能源并網情況


由上圖可以看出，新能源裝機從2011-2019年期間始終保持快速增長的態勢。僅以國家電網經營區為例，經世紀儲能網了解，新能源 2019年新增裝機4745萬千瓦，占新增總裝機的約55.1%，累計裝機達3.46億千瓦，同比增長15.9%；新能源在總裝機中的占比約22.3%。

國家電網公司調度中心副總工程師裴哲義表示：經過多年的發展，可再生能源已然有了實質性的變化。目前，在冀北、甘肅、青海等三個省級電網中，新能源成為第一大電源，在山西、山東、蒙東等18個省級電網中，新能源成為第二大電源，對電網安全穩定的影響日益突出。

2.電化學儲能系統應用情況


相關數據顯示，截至2019年底，國網經營范圍區已投運的電化學儲能項目累計裝機規模為57.6萬千瓦。其中，電網側儲能快速發展，裝機容量達33萬千瓦，成為促進儲能發展的重要力量。

對于電化學儲能在各環節的應用分布，裴哲義介紹：目前，青海、新疆主要應用為電源側可再生能源消納；西藏及東部島嶼主要應用為電網側構建微電網解決供電問題；江蘇、河南、了解主要應用為電網側輔助服務；山西、廣東、河北主要應用為電源側火電聯合調頻；沿海經濟發達地區主要應用為負荷側削峰填谷/需量相應；甘肅則正在推動多環節應用。

且裴哲義表示，現有電化學儲能商業模式如下所示：

用戶側——峰谷差套利，光儲一體化增加效益；

電源側——與火電一起參與輔助服務，與新能源電站一起增加發電量；

電網側——租賃；

獨立第三方——容量電價和綜合。

二、新能源接入電網弊端

1.新能源發展規模

有關測算顯示，新能源裝機到2035年將超過煤電成為全國第一大電源。彼時，風、光新能源裝機將達到13.5億千瓦，占總裝機比例由2017年的17%提高至37%；其發電量達到2.4萬億千瓦，占總發電量比例由7%提高至20%。到2050年，新能源裝機將達到25.5億千瓦，占比達52%；發電量達4.9萬億千瓦時，占比達34%。


通過圖表可以看出，煤電與新能源的發展比例呈現剪刀差趨勢，于此可以判斷，發電量的占比將在2050年出現反轉。

2.新能源發展與負荷呈逆向分布，新能源增加了電網調節難度

據資料顯示，我國西部、北部地區擁有80%以上陸地風能、60%以上太陽能和70%以上水能資源，全國70%的負荷集中在中、東部地區，由于我國此種清潔能源資源與用電負荷呈逆向分布的特點，所以必須借助大電網，構建大市場，從而在全國范圍內消納新能源。但這樣一來，電力的長遠輸送則成為一個問題。

新能源高比例接入電網后，常規電源不僅要跟隨負荷電網，還要平衡新能源的出力波動，那么電網負荷變化規律性強，用電高峰低谷明顯，風電出力呈現隨機性波動性，預測難度大，大規模接入后極大增加了電網平衡困難。

在2035年，當風、光裝機規模分別達到7億、6.5億千瓦時，全國風電、太陽能日最大功率波動預計分別達1.56億、4.16億千瓦，大大超出電源調節能力，此時，電網迫切需要重新構建調峰體系，以應對新能源5.3億千瓦日功率波動的調節能力。

3.降低了系統的抗干擾能力

對于送端系統，風電大出力時，系統頻率調節能力顯著下降。裴哲義以西北為例進行說明，在6800萬千瓦負荷水平下，損失350萬的千瓦功率來看，若網內無風電，頻率下跌0.65Hz；若風電出力1200萬千瓦，頻率下跌0.95Hz，比無風電時增加0.3Hz。那么未來西北風電規模達到1億千瓦時，系統調頻能力將進一步惡化。

基于以上情形，未來電力系統必將結合儲能系統應用。

三、儲能在電網市場應用

針對上述問題，裴哲義對于儲能系統在電網中的實際應用做詳細解析：

1.電源側儲能應用

改善新能源涉網特性。儲能系統可有效平滑新能源場站出力波動，降低新能源隨機性和波動性對電網的運行影響，可以顯著提升跟蹤計劃的能力。另，儲能系統還可改善新能源場站無功調節能力，平抑并網點電壓波動，以提升局部電網電壓穩定性。

儲能可提升火電機組調頻性能。儲能跟蹤調頻指令具有響應速度快、爬坡速率高等有點，配合火電機組共同跟蹤電網調頻指定，可有效分擔火電機組調頻壓力，提高發電單元整體調節能力。

儲能可作為黑啟動電源。對于容量較小的常規機組，配置一定容量儲能并輔以合理配套設施，可直接將其轉變為具有自啟能力的發電機組，成為合格的黑啟動電源點。

2.電網側儲能應用

參與電網調峰。儲能可以根據電網負荷特性，靈活進行充放電雙向調節，具備2倍于自身容量的調峰能力，可作為解決三北地區調峰和新能源消納矛盾的重要手段；另外，由于其布置靈活，儲能也可用于解決東中部局部地區用電高峰供電緊張問題，降低負荷峰值。美國國家可再生能源實驗室研究發現，部署50GW4小時儲能可以滿足美國的峰值容量。

提供快速調節資源。研究表明，利用儲能提供快速調節資源，參與AGC等輔助服務,實現新能源的負荷跟蹤/爬坡控制等多種功能，可以解決新能源出力隨機性、間歇性問題，提供新能源高比例裝機地區缺乏的短時調節資源，以提升新能源高滲透率下的電網穩定性。

優化潮流分布和緩解通道阻塞。通過儲能運行狀態切換，可以有效優化輸電通道潮流分布。通過快速精準調節儲能狀態，緩解斷面潮流越限和輸電通道阻塞。

增加電網精準調控手段。以分布式形式接入電網不同節點的儲能系統(如江蘇和河南電網側儲能系統分別從8個和16個節點接入電網)，通過多模式協調控制，既可整體對電網調節進行輔助優化，也可單點對局部電網進行調節支援,實現對電網運行的精準優化控制。

提供事故備用。在自然災害特別是用電高峰期突發電源或電網緊急事故時，由于儲能本身的能量儲備，可進行緊急功率支援和應急響應，提升電網安全性和穩定性。紐約大停電后，愛迪生公司開始規劃310MW/1.21GWh電網側儲能項目。

3.用戶側儲能應用

有助于減小電網峰谷差。利用價格激勵措施，發揮用戶側儲能的削峰填谷、需求響應作用，客觀上有利于降低電網峰谷差，提高電網靈活調節能力，緩解供需緊張、調峰能力不足等問題。

有助于提高供電可靠性。配電網故障情況下，通過分布式新能源和儲能聯合運行，可為終端用戶短時提供電力供應，保障重要負荷不間斷供電，從而有效降低電網故障停電影響,提高供電可靠性。

有助于提高負荷預測精度。通過推廣“分布式光伏+儲能”技術，開展分布式光伏與儲能相結合的高精度發電功率預測試點，優化光儲聯合運行控制,提高地區發電功率及負荷預測水平。

四、對于電化學儲能實際應用的建議

加快電化學儲能并網標準制修訂工作

嚴格落實《電化學儲能系統接入電網技術規定》等技術標準。針對儲能系統分散接入、集中控制的運行特點，制定多層級、多目標，兼顧整體運行效率及局部調節需求的控制策略。

認真總結已投運電化學儲能電站運行經驗,加快制定電化學調度運行相關標準制修定工作。

高度重視電化學儲的安全問題

深入開展電池系統火災蔓延的影響規律研究；

建立電池熱失控預警模型，制定電池系統安全防護體系和防護裝置聯動控制策略；

開發具有清潔高效的電池安全防護裝置，有效抑制電池熱失控擴散及火災蔓延。

在此基礎上加快制定和完善電化學儲能電站消防安全有關標準。

深入研究并網運行管理有關問題

及時總結現有儲能電站并網運行經驗，包括電源側、電網側和用戶側儲能系統，針對出現的電池模塊缺陷、BMS缺陷、 充放電時間、充放電功率達不到設計值、電池一致性差等問題，提出改進措施。

探索完善儲能運行商業模式

深入研究儲能參與調峰、調頻、備用等輔助服務市場的市場主體定位、價格形成機制和交易模式，通過建立市場機制,創新開展儲能調峰輔助服務以及參與新能源消納市場化交易，不斷探索和完善儲能商業模式，使電化學儲能健康有序發展。