在2023第三届SMM电气产业论坛上，江苏金智科技股份有限公司储能总监黄树帮分享了未来电力系统中的电化学储能技术。
未来电力系统需求
能源转型的需求及电力系统面临的挑战
随着新世纪的到来，以人工智能和清洁能源利用为标志，世界范围内掀起了第四次工业革命。人类长期使用化石能源资源，二氧化碳排放所产生的温室效应使全球气温上升，严重威胁到人类生存环境的安全，能源转型非常非常紧迫。
习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上的讲话，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030 年前达到峰值，努力争取2060 年前实现碳中和。
欧洲老化电网跟不上能源转型步伐，推动未来电力系统的发展
未来的电力系统需要一种现代化、数字化的电网，以应对实现Fit for 55和REpowerEU目标所需的可再生能源产能。到2030年，欧洲需要额外超过600GW 的可再生能源发电，其中70%将直接连接到配电网。强化配电网络、推进电网数字化和灵活性转型将是未来关键。
中国的能源转型实践：新型电力系统建设
新型电力系统的主要特征
♦以新能源为主体，高比例新能源发电
据预测，2030 年我国风光装机规模达到12 亿千瓦以上，可能到18 亿千瓦，未来的电网形态将发生较大变化。
♦ 高弹性电网灵活调节资源
为响应电量平衡，电力安全稳定，灵活调节资源快速发展。预计2060年规模达到7.8 亿千瓦左右。
♦ 高度电气化的终端负荷多元互动
电能替代、电动汽车、清洁供暖、屋顶光伏、户用储能以及智能家居等广泛应用，负荷向着多元化发展。
♦高度数字化的基础设施多网融合
电力行业数字化转型，基础设施多网融合，形成数字形态，数字电网平台赋能，新型电子数字产业大力发展。
新型电力系统面临的一些问题和痛点
供电可靠容量不足：大量风电、光伏因其出力特性，系统可靠容量不足，电力系统峰值负荷的安全保供电所需的可靠容量缺口巨大。
转动惯量不足：光伏发电无转动惯量，风电转动惯量明显不足。随着大量新能源机组替代常规机组，系统频率调节能力下降，存在较大安全稳定风险巨大。
长周期调节能力不足：高占比新能源电力系统长周期平衡调节能力严重不足，电化学储能只能解决短期（日内、日前）平衡，多日、月度和季度平衡调节困难大。
新型电力系统的“双高”特性带来新的问题
“两化”即“电源清洁化和终端电气化”
“双高”即高比例可再生能源接入和高比例电力电子设备
新能源机组低惯量、弱阻尼特性威胁新型电力系统安全稳定
传统常规机组都是同步发电机，具有高惯量强阻尼的特点，对电力系统具有强有力的支撑。新能源依靠电力电子元件接入电力系统，转动惯量基本为零，缺少一次调频能力，导致整个同步交流电网转动惯量大幅下降，抗干扰能力也在逐渐下降。加上调峰调压的能力不足，容易造成连锁脱网，威胁电力系统的安全稳定运行。
新型电力系统演变路径及新型储能发展路线
储能应用现状与挑战
国家持续出台新政策推动新型储能的商业化发展
各省份陆续出台十四五期间新型储能规划，局部地方出台储能补贴政策
各省份不断调整工商业电价，拉大峰谷电价差，刺激用户侧储能发展
工商业电价峰谷价差是影响用户侧储能经济性的关键要素。截至2023 年8月，统计各个省份电网代理购电价格，目前峰谷电价差超过0.7 元/度的储能盈利线之上的地区有17 个省份，日渐拉大的峰谷电价差强有力的支撑用户侧储能发展。
2022 年，新型储能新增7.3GW ，累计装机13.1GW
2022 年，全国新增投运电力储能装机规模达到16.5GW ，其中，抽水蓄能新增规模9.1GW，同比增长75% ；新型储能新增规模创历史新高，达到7.3GW/15.9GWh 。新型储能中，锂离子电池占据绝对主导地位，比重达97% 。
2022年储能累计装机功率为56.9GW，其中：新型储能累计装机规模达到13.1GW ，占比21 .9%，功率规模年增长率达128%。
新型储能主要三大应用场景
发电侧储能：辅助调峰调频；平滑风光出力；减少功率预测偏差考核；跟踪计划出力；弃风弃光电量存储。
电网侧储能：调峰调频；向电网提供动态无功和电压支撑，提升电网安全稳定性；延缓电网阻塞；延缓输变电设备投资。
用户侧储能：削峰填谷，需量管理，延缓变压器扩容，提供紧急备用，提高电能质量、参加需求侧响应或现货市场交易。
多元化、细分的储能应用场景
储能在上述六个具体的应用场景中已呈现初步商业模式，随着储能成本进一步降低，应用规模将持续扩大
场景一：新能源电站（风电、光伏）配建储能
主要特点：
储能容量大，10MW~50MW，储能时长2或4小时
与风电、光伏共用一个并网计量点，无法从电网充电。
“储能+新能源”作为一个整体接受电网调度和参与交易。
价值体现：
弃风、弃光存储，提高新能源发电利用小时数
减少风电、光伏的出力波动性
优化新能源功率预测曲线，降低预测偏差考核
部署场景：
紧挨风电场或光伏电站布置
与新能源场站共用一个并网点
商业模式
强制配储，各省要求需配置新能源装机的10%-20%比例不等的储能容量，否则不允许新能源并网运行。
投资模式
新能源企业投资
场景二：电网侧大型独立储能电站
主要特点
储能容量大，100MW~500MW，储能时长2或4小时
储能电站具有独立的计量点，直接接受电网调度指令进行充放电。
储能电站作为独立市场主体参与电力交易。
价值体现
作为电网灵活可调节资源，快速响应电网指令
助力电网调峰、顶峰，缓解电网调峰压力
参与一、二次调频，提供动态电压和无功支撑，保障电网安全稳定。
缓解断面阻塞，延缓输配电投资
提升电网电能质量
部署场景
公共电网变电站附近
新能源汇集站附近
海上风电汇入区域
商业模式
参加电能量交易（中长期／现货））
参加辅助服务（调峰／调频等）
储能容量租赁
储能容量电价补偿
投资模式
新能源企业投资
第三方企业投资
场景三：用户侧大中型工商业储能
主要特点
在用户内部供电网络内配置储能
配置储能容量1MW~60MW ，时长2~5个小时
根据工商业电价峰谷平时段配置充放电策略
储能充放电功率跟随工业负荷、光伏功率的变化实时调整。
价值体现
低谷充电、高峰放电，节省用户电费
削减短时尖峰需量，降低基本电费
光伏余电存储，能量时移，提高光伏自用比例
作为备用电源，保障供电安全
部署场景
工业园区/开发区
大型工厂
大型商业体
其他大型工业用户
商业模式
削峰填谷，利用峰谷价差套利
光储结合，提升光伏自发自用比例
需量管理，降低电价基本费用
动态增容，减少变压器改造成本
参与调峰调频等辅助服务
参与需求侧响应
参与电力现货市场交易
用户内部供电网络
投资模式
业主自投自建
合同能源管理
融资租赁＋合同能源管理
纯租赁
几种储能应用场景的问题分析
新能源配储：利用率低，建而不用，缺乏合理的商业模式。目前新疆、甘肃、山东等多地都出台政策，鼓励以自建、共建、租赁电网侧共享储能方式代替配储。
电网侧独立/共享储能：电网公司推崇的模式，电网调度和交易方便，但商业模式复杂且不成熟，配套电力市场规则不完善，当前盈利不足。
工商业储能：商业模式清晰，但电价调整、企业经营能力和负荷、园区新能源变化导致不确定风险。
储能关键技术
高安全性、长寿命、低成本的电化学储能技术
更长循环寿命：
2020 年：4000~5000次
2022 年：5000 -8000 次
2024 年：8000~12000 次
更高集成度：
单体电芯容量提升
集装箱集成度提升3.44MWh →5MWh
预制站房式模块化储能系统
高安全性：
电芯模组、簇、舱三级消防
全面普及液冷电池系统
固态电池技术有待突破
高效率&性能：
电池效率标称95% ，实际达不到，加强电池一致性管理、温控优化、能耗控制等。
衰减特性性能提升。
长时间的电化学储能技术
优点：本征安全、寿命长，容量和功率解耦，时长上可按需配置，灵活性高。
缺点：目前成本较高，3.5元/Wh 。安装复杂，现场化工厂，需要大型化工设备，除了电极、变流器和监控系统外，还有循环泵、输液管道、储液罐、电解液、换热器、管道控制阀等等，配套工艺、材料、技术等尚不够成熟，离产业化还有待时日。
构网型储能技术
构网型电力电子变流器(Grid-forming)采用“虚拟同步机”技术，通过控制使变流器对外表现为受控电压源特性，能够类似“同步机”给系统提供惯量支撑，提高系统强度。
与跟网型（Grid following ）储能相比，构网型储能具备以下特点：
可不依赖电网自行构建交流侧电压弱电网适应能力强；
全频段正电阻特性，振荡风险更低，具备很强的自稳能力；
无需额外的锁相环节，基于功率同步机制自发与电网同步；
自主响应故障扰动，主动支撑响应更快，支撑能力更强。
储能电站能量管理与优化控制技术
储能电站未来由粗放型建设转向精细化运行，储能运行的核心在如何与电网高效协同互动，关注调度运行、响应性能、运行可靠性、收益情况等运行指标，这要求储能电站的EMS 系统、储能协调控制器等具备状态监测、应用分区、控制策略、智能分析等技术。
储能+虚拟电厂的联合运行
储能在虚拟电厂中发挥的作用：
解决虚拟电厂调节资源不足，提升响应能力（尤其是负荷需求侧响应）；
平抑系能源处理的间歇性和波动性，提升可再生能源的利用水平；
提升电能质量；
平衡系统频率等；
降低运行成本。
储能电站电力市场运营技术
储能电站以独立市场主体通过参与电力市场交易获得投资收益，储能既是电力用户，又是发电企业的双重身份决定了它在电力市场运营中的复杂性，掌握电力市场规则及其运营技术是储能项目商业化成功的关键。
2023 年9月，国家发展改革委、国家能源局印发《电力现货市场基本规则（试行）》。
2023 年10 月，国家发改委、能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》
福建：2023 年底前开展长周期结算试运行；
浙江：2024 年6月前启动现货市场连续结算试运行；
辽宁、江苏、安徽、河南、湖北、河北南网、江西、陕西等力争在 2023 年底前开展长周期结算试运行；
南方区域电力现货市场在 2023 年底前启动结算试运行；京津冀电力市场在条件成熟后，力争2024 年6月前启动模拟试运行。
其他地区(除西藏外)加快推进市场建设，力争在2023 年底前具备结算试运行条件。鼓励本地平衡较困难的地区探索与周边现货市场联合运行。
电能量市场主要分为中长期市场和现货市场，其中现货市场又分为日前、日内和实时市场。中长期交易指日以上周期的电力交易，主要采用场外双边协议和场内集中竞争（集中竞价、滚动撮合、挂牌）两种模式。现货交易以日前、日内、实时为周期开展，在发电侧分段报量报价，用户侧报量不报价，由供需双方分别以 15min为时间间隔，申报运行日的发电量价曲线和电力需求曲线，通过场内集中竞争、统一出清的方式实现交易。
辅助服务市场：主要指为了保障电力商品的质量（电压和频率达标）和电力系统的安全稳定运行所需要的保障服务能力的市场，常见的电力辅助服务包括调压、调频、备用和黑启动等。
容量市场：容量市场是对电能量市场的补充，主要是为了补偿发电厂或储能电站在电能量市场难以收回的成本，是买卖发电容量的市场。但电厂建成初期用电需求不足，仅靠从电能量市场获取的较少份额无法维继，所以必须给予一定程度的补偿，否则会导致投资主体建设电厂的意愿不强而无人投资。
基本规则颁布，各省落地实施的细则需要在随着市场试运行中进行不断细化、调整和完善，规则的非延续性、不确定性带来了较大的运营风险。
未来展望
电化学储能是电力系统最灵活最有竞争力的可调节资源。未来进一步在长寿命、低成本、高安全、高效率、长时间的储能系统持续突破，以及构网型并网技术、能量管理优化控制等技术全面创新，随着储能参与中长期电力市场、现货市场、辅助服务市场、电力需求侧响应等政策和机制逐渐完善，电化学储能在未来电力系统中将发挥不可替代的作用！
