国网能源研究院新能源所时智勇：电化学储能电网侧应用的机遇和挑战

在众多储能技术中，电化学储能是抽水蓄能以外，发展最快、相对成熟的储能技术，随着成本持续下降，业内普遍认为，在某些领域电化学储能已初具商业化应用条件。2018年中国储能应用市场最大的亮点是电网侧储能市场的崛起，项目激增带动储能在输配电领域的规模化应用。根据目前公开的规划，可以预期，电网侧储能还将迎来快速发展。为此，我们专访了国网能源研究院新能源与统计研究所高级工程师时智勇，对电网侧储能发展进行解析和探讨。

本文来源：能源研究俱乐部 微信公众号 ID:nyqbyj

记者:

请您介绍一下储能市场应用的现状。

时智勇：从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可分为电源侧储能、电网侧储能、用户侧储能三类。

储能在电源侧的应用类型包括平滑出力波动、跟踪调度计划指令、提升新能源消纳水平以及联合调频辅助服务等。其中，在火电厂内部安装储能设施与火电机组联合参与调频辅助服务是我国当前政策环境下独特的应用形式。储能与火电机组捆绑参与调频服务，可实现快速响应调度指令，对于提高电网调节速率、响应时间等有一定促进作用。大规模波动性可再生能源发电的接入，增加了电网运行优化和调度控制难度，新能源场站配置一定比例的储能设施，可平滑新能源出力波动，显著提升跟踪计划曲线能力，有效解决因随机性和不可预测性导致的弃风、弃光问题。

电网侧储能可以归纳为如下几个特征：一是直接面向公共电网的独立储能电站，可集中布置也可分散布置，可接入输电网也可接入配电网；二是必须接受调度机构的统一调度，可以通过市场参与电力、电量或者辅助服务交易，但应服从统一调度并履行电网安全运行基本义务；三是储能设施的功率、容量有一定的准入门限，其设计和布置应服从电网统一规划。电网侧储能可有效提高电力系统安全稳定运行水平，在调峰调频、系统备用、改善电能质量以及缓解高峰负荷供电压力、延缓输配电设施升级扩容等多个方面具有重要作用。

用户侧储能即在用户侧安装的储能设施，是目前储能商业化应用最为成熟的领域。一方面，用户为了减少用能成本，利用峰谷电价差进行套利以及需量电费管理，主要集中在江苏、北京、广东、浙江等峰谷电价差较大地区；另一方面，用户为了提高供电可靠性和电能质量自行安装的储能设施。用户侧储能是商业模式创新最为活跃的领域，在提高分布式电源自发自用率、需求侧响应、微电网、综合能源服务等方面，储能的应用价值有望得到充分挖掘。

记者:

过去一年电网侧储能发展进展如何？

时智勇：电网侧储能在2018年实现了阶跃式发展，其中江苏和甘肃市场值得关注。6月，江苏镇江电网侧储能电站并网运行，是我国目前容量最大的电网侧储能项目，分丹阳、扬中、镇江新区等8个储能电站，分散布置，统一调度，总规模为101 兆瓦/202兆瓦时。项目投运有效缓解了夏季镇江东部电网负荷高峰供电压力。江苏第二批电网侧储能电站将在苏州、南京、盐城等地建设，总规模约202兆瓦/352兆瓦时，目前四大储能电站项目已进入招标阶段。此外，河南、青海、湖南、广东等地区也陆续投运项目。纵观现已投运的电网侧储能项目，多由电网系统内企业投资建设，电网公司通过签订租赁协议的方式运营储能电站。可以说2018年电网侧储能的快速发展是电网企业对储能技术应用的大胆尝试，从另一个角度也可以看出储能的核心价值在电网运行的某些领域逐渐得到凸显。

另一个值得关注的省份是甘肃。2018年底，甘肃省首个网域大规模720兆瓦时电池储能电站试验示范项目获批。该项目跨越源、网、荷三个领域，按照“分期建设、分布接入、统一调度”的原则实施，在酒泉、嘉峪关、武威、张掖等地建设，计划2019年建成，后续将根据电网调峰需要及市场情况继续扩建。示范项目建成后，将成为国内最大、商业化运营的储能虚拟电厂。该项目之所以备受关注，除了容量规模最大以外还具有如下特点：投资主体为非电网企业,交易对象包括新能源场站、电网企业、电力用户，参与市场横跨现货电量市场、辅助服务、新能源发电双边协议，是真正意义上的商业化储能电站。该项目能否盈利将成为电网侧储能商业模式创新的风向标，也会在一定程度上倒逼储能参与电力市场的相关市场机制的完善。

电网侧储能产业支持政策和标准也加快出台。我国一直以来高度重视储能发展，从战略规划、技术创新、示范应用、产业发展等方面部署推动储能发展。随着电力体制改革的推进以及地方推动储能产业发展的意愿增强，各地出台了多项政策推动储能发展，主要包括以下方面：一是多个地区和省市出台了辅助服务市场运营规则，储能获得市场主体地位被允许进入调峰、调频市场。二是将储能作为需求侧响应资源，纳入需求侧响应管理，更灵活地发挥储能在负荷侧调峰作用。三是监管部门和电网企业相继出台储能的规范意见。部分区域的能源监管机构通过修改“两个细则”，新增电化学储能电站并网运行管理相关规定。前不久南方电网公司发布《关于促进电化学储能发展的指导意见》征求意见稿，国家电网公司也出台了《国家电网公司关于促进电化学储能健康发展的指导意见（试行）》，电网企业对储能技术应用的关注和推动将大大促进电网侧储能的发展。

在标准制定方面，我国已经成立全国电力储能标准化技术委员会，全面推进国家和行业标准的制定。目前我国已发布储能国家标准、行业标准二十余项。在储能设备方面，已发布《电力储能用铅炭电池》、《电力储能用锂离子电池》、《电化学储能系统储能变流器技术规范》等多项国家标准；在储能电站并网方面，已发布《电化学储能系统接入电网技术规定》、《电化学储能系统接入电网测试规范》两项国家标准；在储能电站设计与运行方面，已发布《电化学储能电站设计规范》和《电化学储能电站运行指标及评价》两项国家标准；储能电站调度运行、安全防护等相关标准也在加快推进。

记者:

电网侧储能在电力系统中发挥哪些作用？

时智勇：主要体现在如下两个方面。

一方面，延缓线路扩容改造或新建输配电设施，提高电网投资效益。城市负荷中心用电总量逐年上升，峰谷差日益增大，阶段性功率尖峰提高，输电线路局部短时阻塞突出。但土地资源紧张，地下综合管廊利用饱和，难以新建电源点、变电站和扩建通道。若在负荷附近安装储能设施，低谷时段充电，高峰时段放电，缓解线路周期性阻塞或降低过载水平，达到延缓线路扩容改造或新建输配电设施的目的。同时，对于保障制茶、农耕季节性负荷供电，保障边防、山区、农牧区等偏远地区供电，移动式储能或者基于储能的微电网将是更加经济的供电方式。

另一方面，电力系统结构不断演化，电网运行对快速灵活性调节资源的需求日益迫切。以风电、光伏为代表的间歇性、随机性新能源大规模并网，对电网安全运行和稳定控制提出了很大挑战，电力系统亟需快速的、灵活的调节性资源以应对能源转型下电源结构和电网形态的转变。以美国加州为例，自2015年起，加州光伏装机规模逐步增大，可再生能源发电占负荷需求比重达70%，在转入夜间的2～3小时内光伏下降与负荷上升叠加后使得净负荷曲线十分陡峭，被称作“鸭型曲线”。经统计，2018年上半年每日16时～19时实际最大爬坡功率已超过14000兆瓦，电网运行调节较为困难，对以储能为代表的快速调节资源需求日益凸显。南澳州特斯拉电池储能快速响应电网故障事件，意大利国家输电网公司储能项目在高比例新能源并网系统中频率响应事件等实际案例表明，电化学储能快速的响应特性和双向调节能力在提高电力系统安全运行水平方面发挥着重要作用。

记者:

电网侧储能的容量如何确定，电化学储能是否会取代抽水蓄能？

时智勇：与用户侧或者电源侧储能不同，电网侧储能应从电网需求出发，明确储能功能定位，根据电源结构、负荷特性与电网进行统一规划。用于调峰的储能，根据电力平衡测算调峰需求以确定储能总容量，根据网架结构和负荷分布确定分散布置还是集中布置，根据布局方式，确定容量分配比例；用于调频的储能，根据电源负荷曲线，全面分析系统频率特性，计算系统对快速调频资源的总需求，统筹常规调频资源，做到响应速度、调节精度达到合理区间的经济配置；部分文献对储能用于提升系统暂态支撑、提高跨区直流输电能力、优化系统潮流分布、减少弃风弃光等多方面做了分析，并提出了容量配置方法。无论电网侧储能被赋予何种功能定位，都应以电网安全稳定运行为基础，全局考虑电力系统多个环节，做到储能容量配置的最优化。

电网中电化学储能与抽水蓄能具有很多相似之处，均可实现削峰填谷、调频、紧急事故备用、黑启动等功能，但短期内，并不代表电化学储能可完全替代抽水蓄能。抽水蓄能具有于容量大、技术成熟、安全性较高、生命周期长、经济性好等特点，从设计、施工、制造安装、运维等各环节均实现国产化，在调峰、促进新能源消纳方面发挥着重要作用。电化学储能优势在于响应速度快、布置灵活、建设周期短，在快速调频、支撑系统暂态稳定等方面具有重要价值，在电力系统关键环节关键时刻的杠杆效应更加显著。电化学储能与抽水蓄能技术特点不同，功能定位不同，二者相辅相成，相互补充，应从电网运行安全性、经济性整体最优为目标进行合理配置。

记者:

储能发展存在哪些困难，还有哪些方面需要进行完善？

时智勇：电网侧储能目前还有一些问题需要面对。

电网侧储能本身不是电源，在电网运行中不是必需品。其投资若不能通过输配电价准许收入予以疏导，将降低电网公司应用储能的积极性。作为非电网企业投资建设，以盈利为目标参与市场化运行的储能项目，其可持续发展具体要综合考虑储能项目自身的技术经济效益。受到稀有金属价格、基础技术革新速度、生产工艺等限制，储能成本短期内不会大幅下降。参与市场的电网侧储能设施，相关机制将起关键作用。储能作为电力系统一位成员，在参与容量、电量、辅助服务等市场过程中，首先能够作为主体被纳入到市场中去，其次需要一个公平的、体现储能价值的价格机制，最后储能的多重价值能够得以释放，真正发挥市场在资源配置中的决定性作用。

从储能自身来看，还存在消防安全风险。去年国内外均发生过多起电化学储能着火事件，尽管储能已采用安全性较高的集装箱式设计，但仍无法完全杜绝电池单元在过充或过放、短路及机械破坏时可能导致的电池内部热失控，继而引发燃烧或者爆炸。电网设备和电网运行对消防问题高度关注，对电化学储能的应用相应也格外谨慎，储能装置在接入电网时，需要制定详细的安全防护措施，避免发生事故影响电网运行。消防水平的不断提升也进一步提高了储能的成本，加大了在电网侧规模化应用的难度。

储能给电网运行调节带来了有力支撑，但储能的接入也会给电网造成一定负面影响，并非越多越好。一方面，储能本体通过变流器接入电网，加剧电网电力电子化水平，从而引起局部电压波动和谐波污染。另一方面，储能规模应用虽可以缓解尖峰用电需求，代替部分火电开机，但也会改变系统的短路容量和转动惯量，而大规模储能接入电网，若出现同充同放现象，对电网造成巨大冲击。因此，电网侧储能容量、布局需进行系统规划，接入电网需接受统一调度，并履行相应义务。

尽管电网侧储能发展刚刚起步，技术经济性有待提高，政策机制还有待完善，但储能在电网运行中的作用是不容否定的。紧扣电网需求，找准储能定位，电网侧储能终会在规模和价值上得到大幅提升。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2019年2月22日第7期