能源转型中的电化学储能

文 | 裴哲义

作者系国家电网有限公司国家电力调度控制中心原副总工程师

新能源装机的增长直接刺激着电化学储能的发展。

绿色、低碳发展是一场国际比赛，其中，能源革命是关键。大力发展清洁能源已在世界范围形成共识。全球多个国家和国际组织发布了面向中长期的清洁能源发展规划，173个国家制定了清洁能源发展目标，146个国家出台了支持政策。

对于中国来说，发展新能源是能源安全的必然选择。随着能源需求稳步增长和“三高”问题影响日益突出，我国能源电力发展面临保障持续稳定供应和加快清洁低碳转型的双重挑战。大力发展新能源，是破解能源安全难题的关键之一。

同时，发展新能源是实现减排目标、应对气候变化的重要途径。二氧化碳排放不断增加，气候变暖日益加剧，深刻影响人类的生存与发展，是当今国际社会共同面临的重大挑战。国家主席习近平在去年9月22日召开的联合国大会上表示：“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，争取在2060年前实现碳中和”。新能源具有的清洁低碳优势有助于完成减排目标。

最后，发展新能源也是落实新发展理念、推进生态文明建设的必然要求。2015年10月 29日，习近平总书记提出了创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念。在十九大报告中，习近平总书记指出，加快生态文明体制改革，建设美丽中国。这就要求做到。开发利用新能源，创新高科技，培育新模式、新业态，推进我国新能源高质量发展。

电化学储能并网情况

电化学储能不断发展的前提是新能源的快速增长。2020年，我国新能源新增装机容量1.2亿千瓦，同比增加6377万千瓦。截至2020年底，我国新能源装机容量5.3亿千瓦，占全国发电总装机比重达到24%，较2015年提高13个百分点。“十三五”期间，我国新能源累计新增3.6亿千瓦，年均增长超过7000万千瓦，是“十二五”的2.5倍。

2020年，我国新能源发电量7275亿千瓦时，是2015年的3.2倍，占总发电量比例的9.5%，较2015年提高了5.6个百分点。国家电网经营区新能源发电量5872亿千瓦时，占发电量的10.2%，较2015年提高了6.2个百分点。

在快速发展的同时，新能源的发展也开始进入新的阶段。新能源装机已经成为我国第二大电源，在一些地区已成为第一大电源，如冀北、甘肃、青海。近20省区新能源成为第二大电源。有的电网新能源发电渗透率超过40%，对电网安全稳定的影响日益突出。

在这种情况下，储能的重要性和地位也就愈加突出。

目前，在建及在运储能电站总功率383万千瓦、总容量910万千瓦时，其中电网侧储能电站120万千瓦/269万千瓦时，电源侧储能电站228万千瓦/469万千瓦时，用户侧储能电站35万千瓦/172万千瓦时。

目前电化学储能主要分布在东南沿海经济发达、三北、西藏及部分东部岛屿，主要承担消纳电源侧可再生能源、电网侧辅助服务、火电联合调频、用户侧削峰填谷、构建微电网等功能。

目前电化学储能在电力系统的不同环节有不同的商业模式。用户侧主要是通过峰谷差套利，光储一体化增加效益；电源侧与火电和新能源电站一起参与辅助服务，与新能源电站一起增发电量；电网侧主要是租赁收益；独立第三方依靠容量电价和综合服务获得收入。

高比例新能源的风险

在可预见的未来我国新能源产业依然将保持快速的发展态势。2030年我国新能源装机规模将达到12亿千瓦以上，并逐渐形成以新能源为主的电力系统。

高比例新能源的第一个风险就是增加了电网调节难度。新能源高比例接入电力系统后，常规电源不仅要跟随负荷变化，还要平衡新能源出力波动。电网负荷变化规律性强，用电高峰、低谷明显；但风电出力随机性、波动性强，预测难度大，大规模接入后极大增加了电网平衡困难。2018年3月，西部电网风电出力最大超过3000万千瓦，最小200多万千瓦；日内最大波动超过1700万千瓦。随着高比例新能源的逐渐实现，这样大幅度的波动将成为常态。

第二个风险是电力可靠供应风险增大。随着新能源大规模发展，常规电源发展趋缓，新能源逐渐成为主力电源，“大装机小电量”、“极热无风”等特征突出，与电网连续运行、实时平衡的要求不匹配，对保障电力稳定供应提出了新课题。2020年末寒潮期间，湖南超八成风电机组因冰冻无法发电，12月14日 （湖南冬季新高日）晚高峰期间，风电最低出力降至50万千瓦以下，寒潮期间风电出力最低降至20万千瓦以下，加之晚峰无光（风光装机910万千瓦），基本不提供电力支撑。

第三是降低了系统的抗干扰能力。对于送端系统，风电大出力时，系统频率调节能力显著下降。以西部某电网为例，6800万千瓦负荷水平下，损失350万千瓦功率：若网内无风电，频率下跌0.65Hz；若风电出力1200万千瓦，频率下跌0.95Hz，比无风电时增加0.3Hz。未来随着风机规模和太阳能规模的扩大，系统频率调节能力进一步恶化。

储能的机遇和建议

高比例新能源带来的潜在风险，对于储能来说就是发展机遇。国家能源局在《加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》提出了新型储能跨越式发展目和保障措施，在《2021年能源工作指导意见》提出要推动新型储能产业化、规模化示范。目前地方层面已有13个省份相继出台配置储能政策。预计十四五末装机达到3000万千瓦，2030年装机需求突破1亿千瓦，有望超过抽蓄。

电化学储能在各类调节手段中占据重要位置，最具发展潜力。以锂离子电池为代表的电化学储能建设周期短、调节能力强，发展空间广阔，代表了未来发展的方向。火电灵活性改造、需求侧管理措施及其他形式的储能均具有各自不同的特点和局限性，随着电化学储能应用成本进一步降低，其布局灵活、响应速度快、能量效率高等优势将不断凸显。

对于储能行业的未来发展，我个人提出了以下建议。

首先，新版的《电力系统安全稳定导则》要求电源应具备足够的调频、快速调压、调峰能力，新能源场站以及分布式电源的电压和频率耐受能力原则上与同步发电机组的电压和频率耐受能力一致，确保各类电源性能满足电力系统稳定运行的要求。这一规则的落实，就能很好地推动储能的发展。

另外，新能源电站接入电力系统的相关标准和电化学储能的并网标准还存在不完善的地方。政府和有关机构要总结已有经验，加快制定相关标准的过程。

储能的安全稳定也不容忽视。安全事故的发生对于电化学储能的发展会产生重要影响，这需要深入开展电池系统火灾蔓延的影响规律研究；建立电池热失控预警模型，制定电池系统安全防护体系和防护装置联动控制策略；开发具有清洁、高效的电池安全防护装置，有效抑制电池热失控扩散及火灾蔓延。也要加快制定和完善电化学储能电站消防安全有关标准。

储能行业也要深入研究并网运行管理有关问题，及时总结现有储能电站并网运行经验，包括电源侧、电网侧和用户侧储能系统，针对出现的电池模块缺陷、BMS缺陷、充放电时间、充放电功率达不到设计值、电池一致性差等问题，提出改进措施。

最后，还要探索完善储能运行商业模式，深入研究储能参与调峰、调频、备用等辅助服务市场的市场主体定位、价格形成机制和交易模式，通过建立市场机制，创新开展储能调峰辅助服务以及参与新能源消纳市场化交易，不断探索和完善储能商业模式，使电化学储能健康有序发展。