在由SMM主办的 CLNB 2024（第九届）中国国际新能源产业博览会 - 储能产业论坛 上，中国建筑科学研究院 建筑防火研究所、新能源安全研究中心主任汪茂海介绍了“储能与新能源应用防火研究”的相关话题。 新能源产业背景 未来将建立起以新能源为主体的安全、经济、可持续的现代能源体系。 电力将成为支撑经济发展和民生改善的主体终端能源。 可再生能源(间歇性、波动性) 大规模应用，储能是关键。 储能是碳中和主枝干——左擎“风、光、氢”等清洁能源,右牵动力电池和新能源车 2023年，锂电池行业产值1.4万亿，电池行业未来还有很大增长空间。 据中国化工报黄奇帆预计，按2060年时120亿千瓦的装机需求测算，光伏装机要达到50亿千瓦(5000GW) 。 世界氢能委员会预测，2050年氢能将贡献世界能源的18%，减排60亿吨二氧化碳，2.5万亿美元产值。 新能源安全问题 锂电池安全事故 近十年全球储能安全事故发生80余起。2022年发生17起以上储能项目事故。 2023年一季度新能源汽车自燃率上涨了32%，平均每天有8辆新能源车发生火灾（含自燃） (应急管理部)。 光伏/氢能安全事故 2013年以来我国发生近百起光伏电站火灾；业界认为每600个屋顶每年就有一次起火事故。 2019年5月至2020年4月，全球发生5起氢能火灾事故，氢能安全问题日益突出。 新能源安全研究 新能源安全研究中心 业务范围： 新能源安全标准规范、安全检测评价、全过程咨询、产学研合作、新技术研发及产业化推广。 研究方向： 电池安全、光伏安全、氢能安全、新能源建筑安全。 系统安全 锂电池电气防火 需加强电气防火 1. 动力电池统计：漏液和电气是主要伴随故障； 2. 储能系统电气更复杂，电气故障会成为主因； 3. 电池相对别的电器件更“娇贵”； 4. 目前不够重视，需要加强； 5. 针对锂电池开展针对性电气火灾防控研究。 电动自行车车火灾防控 应急管理部消防救援局：2022年全国共接报电动自行车火灾1.8万起，同比上升23.4%；2023年全国共接报电动自行车2.1万起，相比2022年上升17.4%。 电动自行车火灾-锂电池： 2019年后大量锂电池老化导致火灾高发态势；锂电池热失控主要和充电有关；管理和提升锂电池产品安全性能；做好充电环节火灾防控。 火灾亡人事故多发生于夜间充电，容易过充导致电池热失控，致人伤亡案例多发生在门厅、过道以及楼梯间。 氢能防火研究 总结 储能安全：“系统性+实证” 安全是新能源产业的“X”因素——未来产业格局，行业洗牌， 高质量发展基础 标准规范、评价检测、安全新技术 携手行业先进力量，共促产业发展

在由SMM主办的 CLNB 2024（第九届）中国国际新能源产业博览会 - 储能产业论坛 上，湖南京能新能源科技有限公司 董事/副董事长 孙茂建以“以超充驱动加速形成新质生产力，迈向绿色高效新未来”为话题展开分享。他表示，超充技术未来充电功率或持续提升，充电网络将逐步完善，成本也将得到进一步降低，未来三年约降20-30%。且超充技术将与可再生能源相结合，如太阳能、风能等，实现环保、可持续的能源供应。 能源行业的现状与挑战 全球能源挑战 能源公平的挑战： 受能源供应和能源成本等多方面的影响，目前全球仍有26亿多人无法获得现代能源服务。 能源供应安全的挑战： 能源供应安全问题源于资源的分布不均，世界能源市场机制的不完善导致了能源被部分国家垄断 能源转型的挑战： 传统的化石能源使用带来了显著的负面影响，如全球气候变化、臭氧层空洞等。 我国能源挑战 巨大且持续增长的能源需求、巨大且迅速增长的温室气体排放、农村和小城镇缺乏清洁能源服务、快速增加的油气进口依存度、严重的常规环境污染。 能源行业的机遇 国家政策支持 ：各国政府出台的环保、能源减排政策，为新能源行业提供了良好的政策环境和财政支持； 市场需求巨大： 随着全球经济的快速发展，新能源市场需求不断增长，未来市场潜力巨大； 技术不断发展： 新能源技术不断进步，成本不断降低，且能源转型和智能化发展让产业有广阔的技术创新和应用空间； 创新创业机会： 新能源领域涉及众多专业领域，不断涌现的新业态、新技术带来了创新创业机会。 超充：能源革命的先锋 超充技术的战略意义 1. 新能源汽车普及 缩短充电时间，提升新能源汽车的使用便捷性。 2. 用户体验 更短的时间充更多的电，减少等待，改善出行体验； 3. 产业升级 推动能源等相关领域的技术创新。 4. 环保贡献 减少温室气体排放，助力能源体系转型。 5. 国际竞争力 提升国内产业的国际竞争力，助力中国产品出海。 超充技术的原理及特点 超级充电桩的工作原理主要是通过高电压、大电流的方式，在较短的时间内为电动汽车电池充电。液冷超充技术，则是在电缆和充电枪之间设置一个专门的液体循环通道，通道内加入起散热作用的液冷却液，通过动力泵推动冷却液循环，从而把充电过程中产生的热量带出来。 超充技术的发展现状 能源新质生产力的形成 超充技术推动能源转型 加快电动车充电速度： 超充技术大幅减少了电动车的充电时间，使电车的使用更加便捷，从而促进电车的普及，替代了部分燃油车，减少了化石燃料的消耗。 推动可再生能源发展： 随着电动车数量的增加，对电力的需求也会增长。超充技术有助于推动可再生能源（如太阳能、风能）的发展，以满足电动车的充电需求。 优化能源分配： 超充网络的建设将促进电力基础设施的完善，优化能源分配，使能源供应更加高效、便捷。 促进技术的创新： 为了满足超充技术的需求，相关的电力系统、储能技术等都会得到推动和创新，进而推动整个能源领域的技术进步。 能源生产与消费的未来趋势 能源生产的智能化和高效化 自动化与监控：使用自动化设备和物联网技术，实现能源生产的实时监控和自动调整； 智能优化：利用大数据和云计算技术，分析生产数据，优化生产流程和能源分配，提高生产效率； 清洁能源：智能化技术促进清洁能源的开发和利用，如智能风电和光伏电站。 能源消费的智能化和高效化 智能管理：通过智能家居和能源管理软件，实时查看和控制能源消费，减少浪费； 效率提升：识别能源使用中的低效环节，并提供节能建议； 需求预测与优化：预测能源需求，提前规划能源使用计划。 超充在能源新质生产力中的角色 能源转型的催化剂： 液冷超充技术加速了从传统化石燃料向清洁能源的转变，是能源转型的关键技术之一。 新质生产力的代表： 作为高效、安全充电技术的代表，液冷超充体现了能源新质生产力的“高科技”、“高效能”和“高质量”三大特性。 绿色出行的支撑： 液冷超充技术为电动车提供了快速、可靠的充电解决方案，是推动绿色出行和减少交通领域碳排放的重要支撑。 产业链发展的推动者： 液冷超充技术的发展带动了上下游产业链的成熟，包括电池制造、充电设备生产、智能管理系统开发等，促进了整个能源行业的转型升级。 智能高效能源消费的实践者： 液冷超充技术的智能化管理系统是能源消费智能化和高效化的实践案例，展示了未来能源消费的发展方向。 可持续发展的助力： 液冷超充技术助于实现充电站的经济效益和环境效益的双重目标，是推动社会可持续发展的助力。 超充技术面临的挑战 超充技术发展的壁垒 需要有相适配的耐高压能力： 目前实现大功率充电的方式主要依托于高压架构，随着电压等级和充电等级的提高，充电模块、充电枪需要有更高的耐高压能力和功率密度，一定程度上提高了充电桩的技术门槛； 对材料可靠性提出更高要求： 充电桩在恶劣环境下（如高温、高湿、盐雾、灰尘等）长时间工作会导致可靠性问题，增加能量损耗，影响设备寿命，需采用更高可靠性的材料制造元件； 散热要求升级： 大功率充电会在一定程度上影响电池内部的稳定性，从而可能带来衰减、起火等不利因素。为保证电池的安全性，必须重视对电池持续的热管理系统的降温，因此大功率充电桩对于散热性能的要求更高。 电网扩容需求增大： 充电负荷和配电网原始负荷早晚叠加形成负荷双高峰，且大功率充电桩造成的负荷峰值进一步增加、峰谷差进一步加剧，对充电站的变压器容量和电网在配网侧承载负荷的能力提出更高的要求。 未来展望与路径规划 超充技术发展趋势预测 充电功率提升： 超充单桩有瓶颈，目前600kw较多，许多企业在突破800kw,但仍未完全普及。随着技术的进步，超充技术的充电功率将持续提升。 充电网络完善： 2024年搭载800V平台的汽车将爆发式增长，预计2025年大部分充电桩将会匹配800V平台推出超充。 与绿色能源结合： 超充技术将与可再生能源相结合，如太阳能、风能等，实现环保、可持续的能源供应。 成本降低： 当前液冷超充的成本为：元器件占75%,液冷占20%,5%建设费用。降本主要来自元器件、安装费用、液冷模块。未来三年约降20-30%。 迈向绿色高效新未来的路径 未来的能源世界将是高效、清洁、智能的，超充技术将在其中扮演着至关重要的角色。 多方共同努力，推动能源革命 随着全球能源危机的加剧和环境保护意识的提高，我们正处在一个能源转型的关键时期。超充技术作为能源革命的先锋，不仅能够极大提升电动汽车的充电效率，还能促进整个能源产业的绿色升级。然而，要实现这一目标，单靠技术的进步还远远不够，我们需要全社会各界的共同努力和参与。

在由SMM主办的 CLNB 2024（第九届）中国国际新能源产业博览会 - 储能产业论坛 上，天合光能股份有限公司 中国区产品市场经理 雷小露分享了工商业储能的行业前景和相关应用。她表示，全球工商储市场高速增长，中美为最大市场，预计未来5年中国会有高速增长，复合年均增长率为38%。预计2028年全球工商储市场容量将超100GWh，2023~2028年累计市场容量超400GWh，其中中国市场以45%的大占比稳居第一，潜力巨大，美国以26%居于第二。 行业前景 实现碳达峰碳中和的四个关键 光伏发电、储能、氢能和智能电网。 储能市场快速成长，光储一体确定性明确 全球工商储市场高速增长 中美为最大市场，预计未来5年中国会有高速增长，复合年均增长率为38%。 预计2028年全球工商储市场容量将超100GWh，2023~2028年累计市场容量超400GWh，其中中国市场以45%的大占比稳居第一，潜力巨大，那美以26%居于第二。 至于中国国内的情况，预计今年国内工商储市场可达10GWh，预计到2028年国内工商储将突破40GWh，5年负荷增长率达38%。 工商业储能市场现状 政策+成本优势，进一步拉动国内工商储市场。 政策利好：全国正在实施的补贴政策多达30项； 峰谷价差进一步拉大：工商业分时电价密集调整，峰谷价差超过0.7元/Wh的省份已超过15个，经济性逐步体现。 原材料价格大幅下降：碳酸锂价格大幅走低，最低跌至10.9万元/吨。 新型储能逐渐上升为国家重要新型产业，除了电网侧的如火如荼外，零碳园区等的打造将为工商业园区起到良好的示范作用；而高耗能企业一直是高电价重要承担者，配置储能或将成为其“节源”或“能源转型”的重要方式。可以预见，随着分时电价政策在各省市的推进，工商业储能进入正向盈利的省份地区越来越多，这必将刺激更多储能项目投建的积极性，工商业储能将成为国内企业实现紧急备电、维持正常经营、降低电费支出的一个重要手段。 工商业应用 工商储产品使用场景 工厂、购物中心、酒店等地区可以使用峰谷套利。 零碳园区可以使用能碳改造 工商储产品使用场景 光储充 -- 峰值管理、虚拟增容；台区 -- 光伏配储、柔性调节。 上图是光储充场景，近年来，在国家“双碳”战略下，新能源汽车市场呈现出爆发式增长。截止到2023年底中国新能源汽车保有量已经突破2000万辆，与此同时，随着充电需求的暴增，充电市场迎来了快速发展。随着充电桩建设普及速度加快，对于电网的冲击越来越高，特别是快速充电桩；且充电负载是脉冲性的，大规模改造电网负载能力以满足快充需求所需成本过高，在充电桩建设时搭配储能系统是解决充电桩负载对电网冲击的有效解决方案，利用储能系统可以通过调节功率峰值，有效避免充电对电网的冲击。同时呢对于充电场站来讲，储能更能帮助解决后期扩容难、用电成本高等问题，各类停车场、园区等也能最大限度利用建筑的空闲面积，节约了土地资源成本，还可与“光伏+交通”模式结合，改造高速沿途的加油站和休息区，增加绿电比例。 充电桩的建设和发展，其实对电网是有冲击的，例如对配电网负荷曲线的影响、对系统电压偏差的影响、对系统三相平衡的影响、对变电站供电范围和短路容量的影响等。 用户痛点：用电安全 投资回报 售后服务 痛点一：劣质电芯充斥市场，导致系统一致性差，影响发电量； 痛点二：电芯衰减过快，导致回本困难。 痛点三：系统安全防护不到位，增加安全隐患。 痛点四：服务品质参差不齐、窗口不一，售后矛盾较多。 高效率组件：N型电池技术成为行业主流 2024年一季度：技术切换阶段，P型产量与需求双减，厂家低价抢单出货，N型需求与产出逐步起量； 2024年第二到第三季度：预计后续N型需求提升明显，但产量仍在爬坡，部分厂商将加速进行N型工艺设备调试，高效片供需偏紧，价格上调支撑动力充足； 2024年第四季度： P型需求逐渐降至冰点， N型成为主要需求，有限产出导致N型电池片的阶段性偏紧。 预计到2024年第四季度，N型电池片产量或在171GW左右，N型电池片的需求或将达到195GW左右，P型电池片的产量在四季度或将减少至36GW左右，需求或将收窄至22GW左右。

在由SMM主办的 CLNB 2024（第九届）中国国际新能源产业博览会 - 储能产业论坛 上，中国有色金属工业协会 轻金属部副主任莫欣达围绕“ 双碳目标下储能在铝行业的发展机遇 ”的话题作出分享。她表示，电解铝总产能有天花板，按照4500万吨产能测算，年电力需求量达6000亿吨电；产业布局须严格执行置换政策，有减才有增，增量不可超过减量；建成产能距离天花板还有不到100万吨空间。应对碳约束，电解铝可以做到提高能效；增加清洁能源消纳（市场化交易、自建、源网荷储）；再生铝（产量950万吨；保级回收更重要）；碳交易（产量/电力消耗量；力争卖配额）；内销/出口（做好资源配置）；CCER（已重启）；金融衍生品（产融结合）等等...... 一、铝行业对储能有需求 1. 用电特点：电耗高+不可中断 全国电解铝行业平均综合交流电耗：2023年13324千瓦时/吨，连续20多年全球最低；2024年1-4月为13284千瓦时/吨。 1886年，美国霍尔（Hall）和法国埃鲁（Héroult）发明了从铝土矿石中提取铝的冰晶石-氧化铝熔盐电解法，与其他方法相比成本低、产品质量好，且可规模化生产廉价的金属铝，故Hall-Héroult法一直沿用至今。 2. 产业规模：体量大+经济相关性高 截至2024年3月底，中国电解铝建成产能4443万吨/年，运行产能4214万吨/年。2023年中国电解铝产量4159万吨，全球占比59%，比重进一步提升。 据测算，中国铝工业发展与GDP相关性一直保持在0.98左右，即GDP每增加1万亿元，拉动铝消费增加50多万吨。 3. 降碳压力：绿色发展大势所趋、碳约束持续增多 强制性 中国3060双碳目标；有色行业碳达峰实施方案；全国碳排放权交易统一大市场；CBAM：欧盟（2023年）英国（2027年）欧盟循环经济行动计划；美欧“绿色钢铝贸易同盟”；...... 自主性 公司自主减碳：双碳目标下游供应链的低碳要求全：生命周期碳足迹（LCA）；供应链传导；...... 欧盟碳边境调节机制CBAM 时间表： 2023年10月-2025年底：过渡期；2026年：开始征收碳费——碳费由欧盟进口商缴纳 涉及产品： CBAM中的铝包括海关包括未锻轧铝、铝材和部分铝制品。 2023年，中国对欧盟出口相关铝产品69万吨，约占中国总出口量8.7%。 有关影响： 不对间接排放征税，则使用火电铝、绿电铝对于CBAM碳费核算不存在差异 利用再生铝原料可大幅降低碳排放（再生=3-5%*原生） 欧盟循环经济行动计划 拟推出35项政策立法建议，全面推进循环经济发展 核心内容是将循环经济理念贯穿产品全生命周期，构建覆盖设计、消费、制造等环节的可持续产品政策框架 拟选择电器电子产品和信息通信行业、动力电池和汽车交通、包装、塑料、纺织品、建筑业、食物七大品类重点落实。 电解铝即将被纳入全国碳排放权交易统一大市场 ——纳入行业：2017年《国家发展改革委办公厅关于做好2016、2017年度碳排放报告与核查及排放监测计划制定工作的通知》明确了碳市场试点范围，石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力、民航等八大行业。其中有色包括电解铝和铜冶炼。 ——碳排放范畴：目前纳入了二氧化碳间接、直接。 ——工作进展：《企业温室气体排放核算与报告指南 铝冶炼行业(征求意见稿）》《企业温室气体排放核查技术指南 铝冶炼行业(征求意见稿）》（生态环境部），同时正在研究电解铝碳市场配额分配方案。 自主减碳 宝马：到2030年平均单车全生命周期碳排放降低40%；交付1000万辆纯电动车，占集团总销量50%；优先使用再利用材料：比例将提高至50%左右，计划到2050年实现全价值链气候中和目标。 人均铝消费——处于全球第一方阵 2023年，中国人均铝消费为34.0公斤/人； 目前，已超过美国、日本等发达国家人均消费水平，处于全球高位。 二、铝行业对储能有支撑 1. 具备很强的供给能力：产业链供应链完整 具备很强的供给能力：支撑“新三样” 光伏型材、电池箔、新能源汽车型材国内消费量及出口量快速增长。 2. 具有明显的社会及经济效益 材料间的比较：铝、铜、钢...... 铝具有质量轻、可回收、耐腐蚀、易加工、导热、导电等特点。 上游冶炼产业需要储能提升绿电使用比例，下游加工产业可以支撑保障储能行业发展。 三、铝行业发展趋势 从储能市场潜力看铝行业发展：迫切+市场大+场景多 铝行业发展趋势： 电解铝产能规模： 总产能有天花板，按照4500万吨产能测算，年电力需求量达6000亿吨电； 产业布局须严格执行置换政策，有减才有增，增量不可超过减量； 建成产能距离天花板还有不到100万吨空间。 电解铝应对碳约束： 提高能效；增加清洁能源消纳（市场化交易、自建、源网荷储）；再生铝（产量950万吨；保级回收更重要）；碳交易（产量/电力消耗量；力争卖配额）；内销/出口（做好资源配置）；CCER（已重启）；金融衍生品（产融结合）；....... 截至2023年底，电解铝运行产能使用绿电比例为24.4%，当年绿电铝产量1015万吨。已基本完成国家对于2025年电解铝使用可再生能源比例达到25%的目标。 趋势动向：再生铝对原铝替代是大势所趋，但不可能全部替代。2023年，中国再生铝产量950万吨，同比增长8.9%；占全铝消费比重不到20%。 趋势动向：出海意愿增强，包括印尼、沙特等地。 趋势动向：寻求技术迭代. •柔性电解（开发出适应风电、光伏等新能源电流波动的铝电解宽幅调峰技术） •惰性阳极（无碳铝生产技术，消除冶炼过程中温室气体的产生） 聚焦当下，储能在铝行业绿色低碳发展进程中大有可为，将有可能成为又一次换道超车的蓝海，市场很大，时不我待！

在由SMM主办的 CLNB 2024（第九届）中国国际新能源产业博览会 - 储能产业论坛 上，云智环能CEO 张隽永介绍了“工商业储能运营解决方案”的相关话题。他表示，随着新型电力系统建设不断推进，以及电力市场化改革逐步迈入"深水区"、"无人区"，电力市场建设面临供需形势变化拐点和新能源消纳与发展形势拐点。下一步电力市场建设，必须紧密结合电力市场建设外部环境发生的新变化，更好服务和支撑新型电力系统建设运行需要。 国内方面，自2015年中发9号文印发以来，我国电力市场化改革持续深化；经过多年的努力，电力市场建设取得积极成效，形成了覆盖省间省内、覆盖多时间尺度和多交易品种的全市场结构体系，有效承接发用电计划放开，有力促进能源资源大范围优化配置。2022年是我国电力市场全形态运营的第一年，是在我国电力市场建设历程中具有标志性意义的一年。 随着新型电力系统建设不断推进，以及电力市场化改革逐步迈入"深水区"、"无人区"，电力市场建设面临供需形势变化拐点和新能源消纳与发展形势拐点。下一步电力市场建设，必须紧密结合电力市场建设外部环境发生的新变化，更好服务和支撑新型电力系统建设运行需要。 国内层面 （1）供需形势变化拐点：长期平衡形势日趋紧张 长期看，全网可靠供电能力增长不足：近年来，我国传统能源装机增长速度远小于最高负荷增长。考虑到我国用电需求仍保持中高速增长，以及新能源出力的不确定性，满足高峰负荷特别是晚高峰需要进一步提升可靠供应能力。 "十四五"后半段至"十五五"期间，电力供应保障的主要矛盾可能会从一次能源供应不足向可靠发电装机容量不足转变。 （2）供需形势变化拐点：极端条件下电力系统供应保障难度加大 极端高温引发最高负荷快速增长：去年迎峰度夏期间，高温天气来得早、范围大、持续久，国网经营区域内最高负荷达10.69亿干瓦，较去年最高增长约1亿千瓦，增幅接近10%，远高于用电量增速，电力供应保障难度前所未有。 水电供应出现“黑天鹅”：去年迎峰度夏期间，水能资源较常年明显偏少，水电总体出力不足，导致四川、重庆等地区出现极端供应紧张局面。 （3）2024年全国各地分布式光伏接入容量告急 1月4日福建省三明市建宁县人民政府发布可新增开放容量为0MW。1月5日，国网湖北省电力有限公司襄阳供电公司也发布关于分布式光伏可接入容量为0MW的报告。而除上述两个地区外，据业内媒体统计，近日来，已有包括山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建、河北等地陆续发布分布式光伏接网承载力情况评估，在已发布的分布式光伏可开放容量地区中，据不完全统计，超过5省118个县市可开放容量为0。 （4）新能源全面进入竞价时代 2023年12月29日，河南发改委印发《河南省优化工业电价若干措施的通知》提出：自2024年1月起，除扶贫光伏电量外，省内风电、光伏电量按不高于我省燃煤发电基准价参与市场交易，并且交易的基准价不高于河南省燃煤发电基准价，即0.3779元/千瓦时。 2024年1月13日，山东省能源局发布关于印发《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》的通知，对未来新能源项目、新型储能参与电力市场做了明确的说明，并将进一步拉大用户侧峰谷电电价，提高储能收益，探索基于电力现货市场分时电价信号的分布式光伏分时上网电价机制。 《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》中明确新能源发电交易价格机制，新能源企业峰、谷、平各段交易基准价格为燃煤基准价格乘以峰谷分时系数（峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5），各段交易价格不超过交易基准价。电力用户与新能源企业交易时均执行国家明确的新能源发电价格形成机制。这就意味着，甘肃省的光伏电站交易价格，在9:00-17:00的时间段内，交易价格将不得超过0.5倍的燃煤基准价，而甘肃的燃煤基准价为0.3078元/千瓦时，则甘肃光伏电站9:00-17:00的时间段内上网电价交易价格不超过0.1539元/千瓦时！ （5）新能源消纳与发展面临拐点：合理疏导新能源系统消纳成本 新能源平价上网不等于平价利用，除新能源场站建设成本外，新能源利用成本还包括灵活性电源投资、系统调节成本、电网补强、接网及配网投资等系统成本。 目前，新能源渗透率已经跨过15%这一重要分界线，下一步新能源系统成本将快速增长；根据国网能源院测算，新能源渗透率每提高1个百分点，系统成本将增加1分/kWh左右。 新能源产业连锁反应 商业化虚拟电厂成熟的前置条件 浙江省储能发展情况及分析 储能可收益业务 工商业储能可收益业务包括峰谷套利、需量优化、需求响应、现货价差套利以及备用容量等业务。 分时电价(TOU)——峰谷套利 根据储能充放策略，利用峰谷价差获得收益。用户可以在负荷低谷时，以较便宜的谷电价对储能电池进行充电，在负荷高峰时，由储能电池向负荷供电，实现峰值负荷的转移，从峰谷电价中获取收益。以浙江为例,全天可以实现两充两放。 全国2024年分时电价情况：2024年3月共有13个省市峰谷电价差超过0.7元/Kwh，若按0.7元/Kwh作为盈亏平衡点，则广东、山东、江苏、浙江、海南、四川、贵州、安徽等省份，具备工商业储能经济盈利性。 除了峰谷价差之外，各省的峰谷时段划分情况直接影响了储能充放电次数和时长，充放电窗口的友好性也对经济性影响较大。浙江、江苏、广东经济性最好，IRR分别达到21.2%、20.4%和19.7%。 容量管理(MD)——需量优化 按最大需量计费的用户可以利用储能系统在用户的用电低谷时储能,在用电高峰时放电，从而降低用户的尖峰功率以及最大需量，使工商业用户的实际用电功率曲线更加平滑，降低企业在高峰时的最大需量功率，起到降低容量电价的作用。 安装储能系统可以监测到用户变压器的实时功率，在实时功率超过超出需量时，储能自动放电监测实时功率，减少变压器出力，保障变压器功率不会超出限制。降低用户需量电费，减少用电成本。 需求侧响应(DR) 储能通过充电放电，对电网起到支撑作用，通过电力需求响应获取补贴，也是储能的一种盈利模式，尤其是对于用户侧储能来说。参与电力需求响应形成源网荷储一体化的新型电力系统，实现多元化创新应用，拓展用户侧储能的收益渠道和商业模式。 多地都出台政策将用户侧储能具体设施明确纳入电力需求响应范围。 提高新能源消纳 目前，工商业储能市场中光伏+储能的应用比例不断提高。苏州、珠海等地区已经提出了关于分布式光伏+储能的补贴鼓励政策。 原因是分布式光伏+储能才能使用户利益达到最大化。光伏发电具有很强的间歇性和波动性，自发自用、余电上网的光伏电站发电量超出工商业也会用户所需电量时，多余的电以较低价格送入电网。 配电增容 因为生产能力需求的扩大，原申请使用的用电容量（通常按照变压器的容量来计算，单位为KVA）已经不能满足生产经营需要，必须在原有的基础上申请增加容量。 当工商业用户原有配电容量不足时，储能系统在短期用电功率大于变压器容量时，可以继续快速充电，满足负荷电能需量要求。降低变压器使用成本、减少变压器投资及扩容周期。 电力辅助服务 1. 需求响应是利用政府资金或电网营销费用 2. 辅助服务是参与发电侧市场交易,资金来源不同 3. 目前储能参与辅助服务有补贴的省份有:山西、江苏、湖北、湖南、安徽、福建、黑龙江、吉林、辽宁、蒙东、青海、新疆。 电力现货交易 充电的时候以市场价充电 ， 放电的时候作为发电机组向市场卖电 。在开展现货的省份，可以利用现货价格进行套利。 工商业储能关键要素 工商业储能定位 储能充放策略制定 通过15分钟级别的混合整数线性规划，利用联合优化的算法，动态调整储能充放策略实现最佳的充放策略，再最大化利用峰谷价差的同时，进一步降低企业需量，比动态充放可提高30%收益。 储能充放策略复杂程度变化 用户侧的储能需量状态优化调度模型 用户侧的储能现货模式优化调度模型

在由SMM主办的 CLNB 2024（第九届）中国国际新能源产业博览会 - 海外投资论坛 上，俄罗斯律所合伙人Stanislav Petrov infralex 围绕“俄罗斯能源与环境法：新兴技术和国际制裁影响下的新方法”的话题展开分享。 俄罗斯最佳可得技术以及ESG 最佳可得技术是指基于现代科学技术成果的最先进技术，旨在通过标准的最佳组合实现环境保护目标，前提是其应用在技术上可行。 BAT由俄罗斯环境法授权，遵守BAT准则的公司可能会获得某些福利，如税收优惠和政府财政支持。 ESG代表环境、社会和治理，包括所有制类型的公司和组织在运营中考虑的环境、社会及公司治理因素。机构投资者和金融家在制定投资战略和贷款政策时也会考虑ESG因素。建议上市公司向投资者和股东提供ESG实践的披露信息。 最佳可得技术在能源部门的实施（包括各种应用） 在生产过程中利用天然气、煤炭和石油等燃料能源。 利用核能发电和供热。 通过火力发电厂发电。 整合风能、太阳能和小型水力发电厂等可再生能源。 BAT概念的重要性在当前的制裁情景中得到了强调，由于对俄罗斯的技术禁运或与经济和技术限制有关的挑战，获得尖端外国技术，特别是在能源部门，受到限制。 为企业实施最佳可得技术（BAT）法规的好处。 为企业实施最佳可得技术（BAT）法规的好处 优点包括： 利用折减系数计算负面环境影响费用（根据2002年1月10日第7-FZ号联邦法律“环境保护”第16.3条第5条）。 税收优惠，如具有特殊增长系数的加速折旧和投资税收抵免的潜力。 为参与工程服务创新工作的组织，特别是那些利用最佳技术的组织提供财政援助（如2014年12月31日第488-FZ号联邦法律“俄罗斯联邦工业政策”第12条第5条所述）。 制裁对俄罗斯能源部门的影响 对俄罗斯能源部门实施各种类型的制裁，包括： 对俄罗斯能源的出口限制：这涉及对从俄罗斯进口能源的限制，以及对从俄罗斯出口能源设定价格门槛。 投资制裁：其中包括禁止对俄罗斯能源部门的投资，以及外国公司及其子公司撤出俄罗斯。 技术限制：这意味着禁止向俄罗斯出口技术，特别是在能源部门。 对俄罗斯能源部门实施制裁会产生以下后果： 俄罗斯的反制裁：这包括限制外国资本进入俄罗斯能源部门，特别是在战略领域。 生产周期的成本和持续时间增加：这导致技术成本增加，需要探索替代技术解决方案。 环境项目和方案的实施延迟。 放松对企业的环境监督：这包括暂停环境监测自动化和对企业实施环境控制。 制裁下俄罗斯的主要目标 通过从友好管辖区的制造商那里获得技术，转向新市场。 与其他友好管辖区合作，创新新技术，特别是在发电和供热方面。 通过对能源部门的公共投资、促进公私伙伴关系和提供税收优惠，促进国内技术的进步。 尽管实施了制裁，但俄罗斯的能源部门仍在持续增长，该国仍愿意在公平互利的条件下与外国实体合作。

在由SMM主办的 CLNB 2024（第九届）中国国际新能源产业博览会 - 储能产业论坛 上，南方电网电力调度控制中心 水电及新能源处主管、专家刘显茁围绕“关于新型储能规模化调用的思考及建议”的话题展开分享。他表示，新型储能是响应快、精度高的优质调节资源，能有效解决可再生能源发电不稳定的问题。但目前电力系统中实际运行效果仍然有待提升。为此，他提出了三个观点，一是明确新型储能是不同于传统电源、用户的新型主体，二是建议新型储能要在不断应用中进步发展，用进废退，三是表示新型储能要形成规模化效应，从大电网角度充分发挥调节作用。 一、聚焦新型储能发展 两会热词：新型储能 在2024年3月5日在第十四届全国人民代表大会第二次会议（2024年3月5日）上提到，加强大型风电光伏基地和外送通道建设，推动分布式能源开发利用，提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力，发展新型储能，促进绿电使用和国际互认，发挥煤炭、煤电兜底作用，确保经济社会发展用能需求。 此外，发改委和能源局也曾发布政策来支持新型储能的发展，发改委方面发布《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》，能源局则发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》。 二、南网新型储能实践 根据对包括广东、广西、云南、贵州、海南等地的储能数据调查可以得到： 贵州寒潮期间15个储能电站错位顶峰，实现最大顶峰能力115万，4小时。 2024年春节期间，南方五省区在负荷大幅下降而新能源大发频创新高的情况下，各省区新型储能减少新能源弃电3640万千瓦时。 三、新型储能发展问题 根据国家能源局监管司公布数据，2023年全国电网侧储能利用小时数953小时，日均2.61小时，平均等效充放电次数172次；2023年全国新能源配储能利用小时数797小时，日均2.18小时，平均等效充放电次数104次。 四、新型储能利用三个观点 新型储能是响应快、精度高的优质调节资源，能有效解决可再生能源发电不稳定的问题。 但目前电力系统中实际运行效果仍然有待提升。 观点1：独立主体 明确新型储能是不同于传统电源、用户的新型主体 观点2：用进废退 问题：新型储能储能时长短、成本高 新型储能单次可用小时数相较于常规电源、抽蓄少，仅有1-2小时。 新型储能度电成本相较电源、抽蓄仍然高。 部分观点认为：新型储能应在可支撑能力弱，宝贵的两小时需精准、节约利用； 南网分时复用挑战：现货顶峰、调峰以外，是否可以参与调频？ 建议：新型储能要在不断应用中进步发展，用进废退。 观点3：规模化调用 新型储能要形成规模化效应，从大电网角度充分发挥调节作用

在由SMM主办的 CLNB 2024（第九届）中国国际新能源产业博览会 - 储能产业论坛 上，国网能源研究院能源战略与规划研究所主任工程师张富强围绕“新型电力系统调节需求与储能发展”的话题展开分享。在提及对储能发展的建议时，他表示，要加强抽水蓄能、新型储能与其他调节资源的统筹规划、协同发展；要提升新能源配储利用效率，优化抽水蓄能和新型储能调度运行方式；建立健全电力市场体系，创新电力交易品种，体现储能多重应用价值；完善抽水蓄能和新型电站标准体系建设，加强新型储能电站管理。 新型电力系统调节需求分析 1. 新型电力系统调节需求变化特征 我国新能源装机规模连续十年保持世界第一，去年新增新能源规模较大 新能源为主体是新型电力系统的本质特征。截至2023年底，我国新能源装机10.5亿千瓦，分别是美国、欧洲的3.5倍和1.85倍。新能源装机占比达到36%，为全国第二大电源，在“三北”部分省区为第一大电源。2023年新增装机近3亿千瓦，接近美国新能源总装机，与德国全网电源总装机规模相当。 中长期新能源发展提出更高目标 “十五五”期间，考虑各省发展实际及模型分析测算，预计全国风光装机年均新增超过2亿千瓦，2030年全国新能源装机将有可能超过20亿千瓦。 远期，预计2060年新能源装机规模将超过50亿千瓦，装机占比超过60%，电量占比超过55%。 随着风/光等波动新电源逐渐成为供电主体，调节能力成为规划和运行关注的重点。 高比例新能源发电需要足够的调节能力支撑 高比例新能源发电成为全球广泛关注的未来电力系统场景，新能源逐渐成为电量供应主体。但由于风/光资源的强随机性、波动性特点，风电和太阳能发电给电力系统的供需平衡带来严峻挑战， 电力系统需要有足够的调节能力来应对风、光等新能源电源随机波动性给电网带来的冲击。 调节需求按时间尺度可分为快速爬坡、日内调峰、顶峰保供和跨周/月/季电量平衡四个类型 调节需求规模持续扩大、调节需求种类逐渐多元、调节需求的重点因空间场景不同各有差异 特征1：随着新能源装机占比提高，电力系统调节的难度日益提高，调节需求急剧增长； 特征2：电力系统调节需求由短期为主的日内调峰向短期与长期并存的多时间尺度调节需求转变； 特征3：西部地区调节需求以调峰、爬坡及中长周期电量平衡为主，东中部调节压力以顶峰保供为主。 2. 新型电力系统调节需求量化评估 快速爬坡需求快速提升，且在光伏高占比电网中更加突出 电力系统快速爬坡调节需求将大幅增加，预计2035年快速爬坡需求将增至目前的4倍左右 测算表明，2030年、2035年电力系统日内负荷小时级爬坡需求最大可达4亿、5亿千瓦以上，给电力安全稳定供应带来极大挑战。 随着光伏发电装机占比逐渐提高，系统净负荷“鸭型曲线”特性越发明显，爬坡调节需求更加显著 日内调峰需求将稳步、大幅提升，且季节性特征更加显著 净负荷日峰谷差进一步增大，系统日内调峰需求将稳步、大幅增加，预计2035年日内调峰需求增至当前2-3倍 据测算，2030年、2035年电力系统日净负荷最大峰谷差分别超过10亿、15亿千瓦。 相比于光伏发电，风电装机规模提升对电力系统灵活调峰需求的增长效应更加显著 大量风电功率历史统计数据表明，风电功率日峰值分布在负荷低谷22:00～8:00时段区间的概率超过60%，而光伏功率大发时段基本与系统负荷高峰时段重叠，风电将体现了更显著反调峰特性。 系统负荷调峰需求的季节性分布规律将有所改变，部分地区调节压力向春秋季转移 由于我国气候缘故，夏季空调负荷、冬季电采暖负荷比重大，分别容易在气温最高的中午、气温较低的夜间形成负荷高峰，从而导致负荷日峰谷差在夏季和冬季较大。由于风电日特性与电采暖负荷特性具有一定的正相关性，光伏发电日特性与空调负荷特性具有一定的正相关性；而春秋季负荷需求与新能源出力正相关性相对较低，导致部分调节压力向春秋季转移。 顶峰保供需求近中期随着电力负荷增加而快速增长，2045年后达峰并开始缓慢回落 近中期，在我国新能源装机快速提升、全社会用电负荷持续增长的双重压力下，顶峰保供的调节需求将快速增长 据测算，15%系统备用率约束下，若仅依靠常规电源，2030年、2035年该需求分别约为3亿、4亿千瓦。 远期，随着全社会用电需求逐渐趋于饱和，电源装机增速放缓，2040-2050年期间电力负荷顶峰保供需求达到高峰，之后逐渐缓慢下降 随着我国社会经济结构转型、能效水平大幅提升，2040年以后我国全社会用电需求进入饱和阶段，我国电源装机也主要进入清洁能源发电对化石能源发电存量替代的阶段，新能源装机增速放缓，并考虑到剩余煤电灵活性改造基本完成、大容量储能技术大规模推广应用等因素，电力负荷顶峰保供需求达到高峰，并逐渐缓慢下降。 跨周/月/季电量平衡需求分阶段出现并增加 未来跨日、跨周、跨月/季等多时间尺度电量平衡需求将逐渐发展成为新型电力系统灵活调节需求的主要组成部分；u未来跨日、跨周、跨月/季等多时间尺度电量平衡需求将逐渐发展成为新型电力系统灵活调节需求的主要组成部分。 总体来看，电力系统在不同时间阶段的调节需求重点不同 近中期，日内调峰和快速爬坡是最主要需求； 中远期，顶峰需求快速攀升，至2045年达到峰值； 远期，电力系统面临的跨周/季等长期电量平衡矛盾逐渐凸显； 功率型调节需求占比一直占据主导地位，能量型调节需求在中期以后快速增加。 储能发展现状及展望 储能提升新型电力系统在多时空尺度下的电力安全可靠供应和灵活调节能力 储能作为新型电力系统的重要元件，与新型电力系统各环节将进一步深度耦合，成为发输配用性能升级的有机构成部分。 储能的灵活调节和安全支撑作用将在各个环节不同时间尺度下发挥不同效用，推动新型电力系统呈现集中协调和分散协同相结合的智能、互动发展运行模式。 抽水蓄能发展现状分析及面临挑战 发展现状： 我国抽水蓄能发展保持快速增长，2023年底达到5094万千瓦，同比增长11.2%，核准在建规模1.6亿千瓦以上，在运在建装机均持续位居世界首位。 应用场景： 抽水蓄能应用场景可以概括为“基础运行、安全保障、削峰填谷、促进消纳”等四大类型。其中，“基础运行”侧重于对抽蓄电站运行情况进行评价，“安全保障”“削峰填谷”“促进消纳”则侧重于量化电站综合效益。 面临主要挑战 一是需求分析不明确： 抽水蓄能未来发展诉求与电力系统需求方面需要进一步统筹协调，避免出现“过热”态势。需要考虑不同区域内抽水蓄能的功能定位差异，因地因时制宜地合理规划未来抽水蓄能发展规模。 二是电价疏导压力大： 抽水蓄能电价疏导压力大，未来政策调整方向以及成效尚不明确。随着规模快速增长，终端电价面临较大上涨压力，若”十四五“重点项目全部投产，推高西北部分省份工商业平均销售电价0.1元/千瓦时以上。 三是安全保障待提升： 抽蓄开发程序不规范、全流程生产建设能力跟不上给项目开发带来安全隐患。一方面部分抽蓄项目的开发建设程序仍不规范，未完成可研阶段，另一方面抽蓄全流程生产建设能力与发展规划尚不匹配。 四是网源协调要强化： 抽蓄与新能源、电网协同发展面临挑战，其大规模接入给电网建设和运行带来压力。一方面部分地区抽蓄站址资源与新能源资源呈逆向分布，另一个方面容量分配方案不明确增大网源协调难度。 新型储能发展现状分析及面临挑战 发展现状： 我国新型储能位居全球装机榜首，已处于快速发展通道，迈上千万千瓦新台阶。截至2023年底，全国新型储能3139万千瓦/6687万千瓦时，提前两年实现十四五规划目标下限规模，平均充放电时长2小时。 从应用场景看，新型储能电站电网侧和电源侧装机规模占比53%和46%。注：受信息来源渠道限制，用户侧储能统计规模可能与实际存在偏差。 从技术类型看，以电化学储能为主。电化学储能电站装机规模占比99%，其中以磷酸铁锂电池为主。 应用场景： 围绕新型电力系统面临的不同时间尺度调节需求，新型储能主要发挥发电功能、系统调节功能和电网功能。 发电功能包括平抑波动、跟踪出力和辅助无电地区供电等；系统调节功能包括调峰平衡、顶峰调节、调频和调压等；电网功能包括供电容量替代和供电质量提升等。 面临的主要挑战 新型储能的发展规模需求不清晰 储能发展要求 （1）服务高比例新能源电力系统，抽水蓄能和新型储能具有广阔的发展前景 2021年3月，《国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》中提出要“加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。”储能已经成为在高比例新能源电力系统中是不可或缺的关键资源。 （2）坚持按需科学规划与优化配置抽水蓄能和新型储能原则，助力夯实电力系统稳定基础 2023年10月，国家发展改革委、国家能源局《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》在“夯实电力系统稳定基础”一节中提出要“科学安排储能建设”，强调“按需科学规划与配置储能、有序建设抽水蓄能、积极推进新型储能建设”，将储能作为保安全稳运行的重要支撑资源。 （3）明确储能作为推动新能源大规模高比例发展的关键支撑和构建新型电力系统的重要内容 2024年2月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》，部署了“推进储能能力建设”等四方面重点任务，强调“做好抽水蓄能电站规划建设，推进电源侧新型储能建设，优化电力输、配环节新型储能发展规模和布局，发展用户侧新型储能，推动新型储能技术多元化协调发展。”首次将储能与电网调峰、智能化调度并列，作为推动新能源大规模高比例发展的关键支撑和构建新型电力系统的重要内容。 储能发展建议 1、加强抽水蓄能、新型储能与其他调节资源的统筹规划、协同发展 加强顶层设计，结合各省实际情况，分省明确研究边界条件，从电力系统调节需求出发，超前开展新型储能发展规划，加强新型储能与其他各类调节资源的协同统一规划。 建议由国家主管部门牵头组织，分省明确用电需求和负荷特性、各类电源装机规模、新能源利用率等关键发展目标，确保各方在研究边界一致的基础上开展新型储能和抽水蓄能发展需求分析。 2、提升新能源配储利用效率，优化抽水蓄能和新型储能调度运行方式 地方政府统筹考虑新能源配置储能和新能源合理利用率问题，因地制宜确定新能源调节手段。 加快建立统一市场，推动新能源进入电力市场，鼓励共享、集中储能建设以满足新能源配储要求，探索源网荷储一体化发展路径。 适应电力系统净负荷变化，优化抽水蓄能和新型储能调度运行方式，扩大抽水蓄能等“两抽两发”覆盖范围。 3、建立健全电力市场体系，创新电力交易品种，体现储能多重应用价值 推动各类储能有序参与电力市场交易，鼓励通过市场手段形成各类储能价格。 具有电网设施属性的新型储能由电网企业投资建设并纳入输配电价。 进一步扩大现货市场限价区间，允许新型储能采用报量报价方式，增加转动惯量、爬坡等交易品种，建立不同市场的联合出清机制； 考虑试点运行情况，审慎推广新型储能容量电价机制，避免无序建设。 4、完善抽水蓄能和新型电站标准体系建设，加强新型储能电站管理 着眼抽水蓄能和新型储能长期可持续发展，合理布局抽水蓄能电站勘察设计、装备制造、施工建设、运营管理等相关环节能力， 建立抽蓄电站前期工作管理办法，规范抽蓄项目前期工作管理流程， 确保核准项目前期工作质量。 提高新型储能投资建设准入门槛，全面强化储能标准化工作， 建立涵盖储能规划、设备及试验、施工及验收、并网及检测、运行与维护、性能衰减、成本分析与测算等各应用环节的标准体系。 完善新型储能电站的风险监测机制，推动安全和消防管理相关标准的制修订，建设完善国家级储能检测、认证和评估机构。

在由SMM主办的 CLNB 2024（第九届）中国国际新能源产业博览会 - 储能产业论坛 上，安徽中科久安新能源有限公司技术总监 姜可尚针对“电化学储能火灾安全性”展开分析和技术研究。他表示，热失控传播会导致储能系统火灾迅速扩大，锂离子电池发生热失控燃烧时，会释放氧气和可挥发性液体，即便在没有空气的条件下，仍然能够燃烧。针对锂离子电池特有的燃烧特性，传统的消防手段难以有效应对。 火灾机理 热失控传播导致储能系统火灾迅速扩大 单体被触发热失控(机械、热、电)→释放大量热并剧烈加热毗邻电池→毗邻电池被触发热失控，热失控在电池间传播→热量、气体累积、整个电池系统发生火灾、爆炸事故。 热失控传播导致储能系统火灾迅速扩大 1）爆燃速度快； 2）释放大量可燃气体，释放氧气； 3）释放大量的有毒气体； 4）存在二次复燃，多次射流火现象； 5）易触发周围电池燃烧； 6）触发电池系统短路问题； 7）电池包密封，灭火剂难以作用到起火电池。 锂离子电池发生热失控燃烧时，会释放氧气和可挥发性液体，即便在没有空气的条件下，仍然能够燃烧。 针对锂离子电池特有的燃烧特性，传统的消防手段难以有效应对。 主要问题 电化学储能安全面临的主要问题 电化学储能安全面临的主要问题 锂电池热失控认知不足，消防配置不到位；协同一体化安防技术与智能网联管理系统缺乏。

在由SMM主办的 CLNB 2024（第九届）中国国际新能源产业博览会 - 储能产业论坛 上，中国电力科学研究院 储能与电工新技术研究所教授级高级工程师许守平简要分析了“构网型储能在新型电力系统中的作用和并网要求”的话题。在提及构网型储能的技术优势时，他表示，在频率和惯量支撑方面，通过控制释放直流测储能能量等效为同步机惯量机械能或阻尼能量，进而提供惯量响应与振荡抑制，具备更好的频率支撑和惯量支撑能力；在电压支撑方面，通过功率同步控制机制，将储能变流器塑造成电压源外特性，可在不依赖外界交流系统的情况下，自行构建交流侧电压幅值与相位，具备更好的电压支撑能力。 构网型储能的发展背景 新型电力系统的特征 供电主力电源发生较大改变 由传统燃煤机组转向新能源为主体的发电结构；从静态负荷资源转变为动态可调负荷资源；从单向电能供给变为双向电能互济，终端电能替代比例从低到高。 从发电机主导向变流器主导演变 新能源的并网、传输和消纳在源网荷端引入了更多电子电子装备，电力系统呈现显著的电力电子化趋势。 高比例新能源+高比例电力电子设备=“双高”特征 高惯量、强阻尼，源随荷动→低惯量、弱阻尼、源荷互动。 新型电力系统的挑战 三大挑战：新能源发电出力时空分布极度不均衡且“高装机、低电量”，带来充裕性挑战；新能源发电渗透率超过50%将带来安全性挑战；协调源-网-荷-储资源弥补新能源在充裕性和安全性方面的不足，带来体制机制挑战。 储能在新型电力系统中的作用 储能具有快速灵活调节性能，能够主动参与电网调节，从能量、功率层面提供不同时间尺度的支撑，全方位保障电力系统的电力供应、安全稳定，促进新能源的消纳，目前应用场景涵盖了源-网-荷多种场合。 储能作为优质的灵活调节资源和潜在的主动支撑手段，能够减小电网峰谷差、改善电压动态性能，是应对新型电力系统“电网安全稳定和电力电量平衡”挑战的有效手段。 新型电力系统对构网型储能的需求 强电网下，基于锁相环技术的传统跟网型技术（Grid Following，GFL）可以实现新能源利用率的最大化，还可以保证较高的并网电能质量。 随着新能源渗透率不断提高，在各个地方引起了多起事故，跟网型技术已不足以提供电网所需的安全稳定能力。 政策对构网型储能的需求 2023年，国家能源局发布《关于组织开展可再生能源发展试点示范的通知》：技术创新类项目方面，包括新能源加储能构网型技术示范，主要支持构网型风电、构网型光伏发电、构网型储能、新能源低频组网送出等技术研发与工程示范。 2023年至今，新疆、西藏、江苏等地方相继发布了探索建设构网型储能相关政策文件，支持构网型储能等技术研发与工程示范。 构网型储能技术特点与现状 构网型技术（GFM）的定义 构网型控制（Grid-forming Control）一词最早是 1997 年德国太阳能供电技术研究所发布的一份研究报告中提出的。 2021 年 12 月，北美电力可靠性组织（NERC）发布的白皮书《构网型技术——大规模电力系统可靠性探讨》，定义：在次暂态到暂态过程中，维持内电势相量恒定或接近恒定。它使得逆变器后资源能够立即响应外部系统的变化，并在不同的电网条件下保持逆变器后资源控制的稳定性。同时，它必须控制电压相量以保持与电网中其他设备的同步，还须适当调节有功功率和无功功率以为电网提供支撑服务。 国内尚无准确定义，但有两大特点：电压源、内电势在暂态和次暂态过程中保持恒定。。 储能由于具有相对稳定的能量作支撑，且可瞬间自然释放，是实现构网型技术的天然载体。 构网型储能与跟网型储能、同步发电机对比 构网型储能的技术优势 频率和惯量支撑方面： 通过控制释放直流测储能能量等效为同步机惯量机械能或阻尼能量，进而提供惯量响应与振荡抑制，具备更好的频率支撑和惯量支撑能力。 电压支撑方面： 通过功率同步控制机制，将储能变流器塑造成电压源外特性，可在不依赖外界交流系统的情况下，自行构建交流侧电压幅值与相位，具备更好的电压支撑能力。 构网型储能在新型电力系统中的作用 在弱电网（weak grid）地区，新能源接入比例高，系统支撑能明显不足，青海、新疆、西藏等局部电网，网架薄弱加之缺乏常规电源支撑，系统在电压调节、一次调频、阻尼控制及惯量响应等方面均面临安全风险，构网型储能在弱电网的应用项目表明主动支撑效果明显。 构网型储能并网要求浅析 构网型储能并网要求 【国外构网型标准】国际上，已经有相应规范要求基于逆变器的发电机需要具备构网能，英国、澳大利亚、美国、德国等均发布了 相应的电力导则。 【国外构网型标准】快速故障电流注入（无功电流），惯量支撑、阻尼控制、相位跳变支撑、相角跳变支撑、快速频率响应、动态无功补偿能力。要求构网型储能装置在电力系统发生扰动或者故障时需在5ms内出反应，即5ms内启动响应。 【国内构网型标准】目前国网公司正在制定相应的企业标准，正在制定国家标准《电化学储能构网型变流器技术规范》。 构网型储能并网要求思考 （1）哪些指标代表构网能力？不同应用场景是否具有不同的构网能力技术指标？ （2）在测试过程中，惯量响应一直存在，是否影响测试结果？惯量时间常数应该设置在什么范围？ （3）阻尼控制功能的技术指标是什么，怎么测试？ （4）过载能力应该怎么测试？ （5）人工短路的故障点怎么选择？并联机组在人工短路过程中的脱网问题？ （6）跟网和构网控制方式相互切换的判断依据是什么？ （7）构网型储能电站并联机组之间的振荡风险和稳定性怎么测试？ （8）测试过程是否应该考虑直流侧电池的状态？