国网新疆电力李渝：新疆规模储能应用探索与实践

新疆是丝绸之路经济带的核心区和“亚欧大陆桥”的必经之地，能源资源十分丰富，特别是风光新能源资源，技术可开发量巨大，发展前景广阔。构建新型电力系统，发展新能源成为新疆发展的重点。

新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性更好，优势逐渐凸显，加快推进先进储能技术规模化应用前景广阔。

新疆电网储能发展情况

（一）新疆电网概况电源发展情况。

截至2024年8月，新疆总装机1.6亿千瓦，其中火电7227万千瓦、水电1078万千瓦、风电3847万千瓦、光伏4345万千瓦。新能源装机8192万千瓦，居全国第四，西北第一。新能源装机占总装机比例达49.7%，成为第一大电源。新能源场站分布与其资源特点紧密相连，南部地区重点发展太阳能，北部地区利用丰富风能资源，东部地区形成新能源聚集区，分布呈现“北风、南光、东集中、全域新能源”特征。

网架结构情况。新疆电网是覆盖范围最广、供电范围最大的省级电网，通过多年发展，现已形成“内供四环网、外送四通道”主网架格局，建成世界电压等级最高、输送容量最大、输送距离最远、技术水平最先进的±1100千伏吉泉特高压直流工程，实现750千伏骨干网架覆盖全疆各地州，220千伏及以下电网形成了覆盖范围最广、供电范围最大的省级电网，全部工业园区实现110千伏及以上供电。电网规模位居西北第一，电网资源优化配置能力显著增强。

负荷情况。2023年新疆电网最大负荷4755万千瓦，同比增长713万千瓦（17.6%）。2023年新疆电网调度口径用电量3268亿千瓦时，同比增长297亿千瓦时（10.0%）。2024年1—8月，新疆电网最大负荷4641万千瓦，较去年同期增加666万千瓦，增幅16.8%。预计2024年全年最大负荷将达5080万千瓦，同比增长325万千瓦（6.8%）。

外送情况。目前新疆电网已经形成外送四通道的网架结构，分别是750千伏交流双回通道（750千伏哈敦、750千伏烟沙）和直流双通道（±800千伏天中直流、±1100千伏吉泉直流）。疆电外送能力达2500万千瓦，外送最大功率达2040万千瓦。

（二）储能发展情况储能并网情况。

磷酸铁锂储能电站是主流。截至2024年8月，新疆新型储能装机646.05万千瓦，其中磷酸铁锂储能638.25万千瓦/2106.95万千瓦时，占比98.79%，全钒液流储能7.8万千瓦/30.9万千瓦时，占比1.21%。同时，呈现飞轮、压缩空气、超级电容多元化发展趋势。配建储能占主导。电化学储能电站装机646.05万千瓦时/2137.85万千瓦时，其中独立储能9万千瓦/18万千瓦时，占比1.39%，配建储能637.05万千瓦/2119.85万千瓦时，占比98.61%。南疆地区新型储能装机322.75万千瓦/1023.2万千瓦时，占新疆新型储能总装机54.48%，其中喀什地区装机113.8万千瓦/407.6万千瓦时，占20.6%。

储能参与市场模式。按照配建储能、第一批试点、独立储能三种类型参与不同交易市场，配建储能与配套新能源作为统一整体参与中长期交易通过分时电价获益，第一批试点可选择参与调峰辅助服务或与新能源共同参与中长期交易，独立储能可选择参与中长期交易、调峰辅助服务、容量补贴、容量租赁等市场。

储能运行情况。2024年1—8月，新疆新型储能充电电量27亿千瓦时，放电电量23.2亿千瓦时，转换效率85.9%。1—8月储能等效利用小时数1158小时，是2023年全年等效利用小时数的2.27倍（509.3小时），是2023年同期的4.81倍（241小时）。其中，独立储能充电电量0.88亿千瓦时，放电电量0.78亿千瓦时，转换效率88.8%，等效利用小时数1846小时，高于新疆新型储能平均水平688小时，利用水平位居全国前列。

伴随着新疆新能源大规模快速增长，新能源配储和独立新型储能的装机容量快速增加，预计2024年底新疆新型储能并网规模将近1000万千瓦。同时，随着空气压缩储能、飞轮储能等的应用，新疆电网储能呈现多元多场景发展态势。

新疆电网规模化储能应用探索实践

（一）新疆电网运行面临的挑战

1. 电力平衡难度持续增加。

一是新能源发电“极热无风、极冷无风、极寒少光、晚峰无光”特点突出，整体出力呈“春秋大、冬夏小”的特点，与新疆电网负荷“双峰”（夏、冬尖峰负荷高峰）特性正相反，造成能源供给侧与消费侧在季节性等时间尺度上出现“错配”，给电力供应保障带来挑战。

二是电网运行特性发生深刻变化，电网传统意义上的“峰”“谷”时段已发生改变，尤其是午谷光伏大发时段，系统对常规能源的净负荷需求越来越低，造成电网净负荷曲线呈现出明显的“鸭型”特征，午谷新能源弃电与早晚峰缺电问题反复交织出现。

2.新能源并网消纳难度大。

新能源风光配比不协调。光伏、风电装机比例由2020年1:2增加至2024年1:0.98，光伏同时率高，省间省内互济能力弱，午间新能源消纳困难。

用电量增长与发电量增长不匹配。预计2024年全网新能源发电量同比增长33%，外送电量同比持平，用电量增速远低于新能源发电量增速。2024年1—8月清洁能源发电量增量占总电源发电量增量的98.7%（新能源发电量89%，水电9.6%），新增消纳空间基本用于清洁能源消纳。

（二）储能应用探索实践

储能全过程精细化调控是保障电网安全、高效、经济运行的关键。新疆电网新型储能迎来了快速增长，调度运行发生转变，新型储能集中统一控制无法兼顾多方因素，难以实现最优调用。实现新型储能对促进新能源消纳、助力电力保供、支撑电网安全稳定等七大作用，需推进政策、机制、技术联动“三位一体”。

1.支撑电力保供。

从全网看，探索“储能+”调度运行模式，积极引导配建储能与新能源作为统一整体、独立储能参与中长期交易，通过分析全网供需形势、新能源预测以及储能充放电能力申报情况，科学确定储能日前调度计划，支撑电力保供。晚峰储能最大放电电力358.5万千瓦（2024年7月30日），相当于10台35万千瓦火电机组。从局部看，优化局部重点区域放电策略。结合局部断面裕度、区域负荷及来水情况，优化储能放电策略，有效支撑南疆区域电力可靠供应。

2.促进新能源消纳。

积极开展“新能源+储能”协同运行新模式，实现风电配储“两充两放”，光伏配储“一充一放”，独立储能“两充两放”调用模式，拓宽新能源消纳空间，1—8月累计充电电量27亿千瓦时，提升配建储能所属新能源场站利用率10个百分点，提升全网新能源利用率3.1个百分点。

从储能时长看，2小时配建储能提升所属新能源利用率4.88个百分点，4小时储能提升所属新能源利用率16.89个百分点。从风光配建看，风电配储提升所属风电场站利用率5.04个百分点，光伏配建储能提升所属光伏场站利用率12.96个百分点。

3.提高电网运行稳定水平。

在电网支撑能力方面，针对常规储能的电压支撑能力弱的问题，在南疆地区示范应用了构网型储能，经验证，可提供2—12秒惯性时间常数以及超自身容量3倍的短路容量，暂态过电压抑制能力提升20%，具备黑启动功能，能主动提供电压支撑、惯量支撑。2024年6月19日22时50分，龙源奥依塔克光伏储能电站35千伏C相电压波动，构网型储能感受到机端电压下降，支撑系统电压恢复。

在完善标准制度方面，牵头并正式发布了T/CES243-2023《构网型储能系统并网技术规范》、T/CES244-2023《构网型储能系统并网测试规范》两项团体标准。构网储能电站运行控制、调试验收等3项规范已立项。

4.提供应急备用。发挥储能应急保障能力。2月21日，和田地区发生雨雪冰冻灾害，储能“移能顶峰”发挥作用，提供应急保障能力，晚峰时段最大顶峰电力40万千瓦，有力支撑设备故障处理。

新型储能在极端条件下保证稳定、不间断供电，提升乌鲁木齐、昌吉等重要负荷中心的应急保障能力。在短临—静稳—沙尘—大风等极端天气下，深化“新能源功率预测+储能调用”联动，特殊气象下应急储能最大顶峰电力358.5万千瓦。

因此，储能全过程精细化调控作为关键，需要统筹“安全、经济、低碳、高效”四个目标，立足实用实效，坚持问题导向、目标导向，推动“储能与新能源、计划与市场、日前与日内、日内与实时”四个协同，“新能源与储能协同发力”“储—源”“储—网”友好互动，建设新疆电网储能全过程精益一体化调控平台，推动储能调度全过程的“精益化流程规范、精益化并网调试、精益化日前调度、精益化实时调度、精益化全景全息监视、精益化运行评估、精益化安全管理”7个精益调控。

下一步探索实践方向

（一）进一步探索储能站群协同控制策略

针对规模化储能不能同时充放电问题，深化研究站群与传统水火电间多时间尺度的广域协同控制策略，研究储能站群与储能站群广域协同控制策略，深入开展分区域、分时段、分场景调度控制策略，构建多元平衡支撑体系。

针对提高特殊电力用户的供电可靠性需求，配置新型储能电站应用模式，研究用户侧储能发展模式。围绕大数据、5G基站、公路服务区等应用场景，聚合不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施，探索智慧能源、虚拟电厂等储能融合发展新模式。

（二）进一步探索主动友好支撑型储能运行模式

针对新能源快速发展带来的电网稳定水平降低、动态支撑能力不足的问题，在前期构网型储能及“构网型+”装备研究的基础上，根据系统需求，进一步提升构网型储能在不同地区、区域的优化配比，南疆地区不低于50%。

针对不同场景下集群化构网型装备支撑能力验证问题，开展高压直挂技术和仿真+实证验证精准化建模，持续开展构网型+（储能、风电、光伏、SVG）技术装备工程示范验证，推动能源电力装备升级迭代。

（三）进一步探索多元混合储能运行模式

针对不同时间尺度、不同地区对储能提供的作用的要求不同，开展地区多元混合储能最优配比方案及协同控制策略研究应用试点，积极推动合作单位“100兆瓦/400兆瓦时压缩空气示范项目”等3项新型储能试点示范项目落地示范，开展液流电池、熔盐储热等长时储能技术发展、应用前景和商业模式研究，推动飞轮、压缩空气等多元储能示范应用，构建安全高效利用的多元混合储能模式，服务新型电力系统建设。

（四）进一步完善市场交易机制

针对新型储能市场交易机制不完善，健全优化适应新型储能灵活参与的中长期、现货和辅助服务市场机制，加强各类市场衔接机制，推动独立（共享）储能参与现货市场、辅助服务市场，通过各类市场充分反映新型储能价值作用。

针对新型储能盈利渠道有待拓宽，探索研究惯量、爬坡等辅助服务市场新品种，持续丰富新型储能的市场商业模式，不断拓宽新型储能盈利渠道，激励储能电站在惯量提供、调频、调压等系统安全稳定性方面发挥支撑作用。

（五）探索研究人工智能+大模型储能应用平台

研究基于大模型多元储能协同运行的技术，开展超级电容、压缩空气、飞轮和电化学储能等多元储能不同特性和不同应用场景，搭建多元储能系统模型，通过仿真研究，深入了解储能系统运行特性和控制策略，实现优势互补，提高储能系统的稳定性。

研究基于大模型和人工智能的高效储能系统控制技术研究，针对新能源大风、短临天气、静稳、沙尘天气等储能充不上、放不掉等特殊问题，结合新能源特殊气象预测、储能精益化集中调控技术研究，运用大模型技术开展精益化评估储能电站涉网性能、电站性能、电池性能评估研究，提升储能系统的可靠性。

（六）持续完善储能一体化综合服务平台

为推动储能电站专业化、精益化、标准化、智能化运维，持续完善新疆储能一体化综合服务平台，充分保障储能用得安全。

在服务储能电站精益运维方面，实现储能电站全时段、全维度设备一体化智能运维。在提升储能电站安全水平方面，持续利用新疆储能一体化综合服务平台，协助开展风险隐患排查，提升运营效益。在支撑制定市场交易策略方面，结合市场政策和运行数据利用人工智能AI技术，制定交易策略，支撑储能电站高效参与市场交易。