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。
