“雙碳”目標的確立為新能源發展按下了加速鍵。2020年12月，我國在氣候雄心峰會上宣布，到2030年，風電、太陽能發電總裝機容量將達到12億千瓦以上。然而，新能源具有隨機性和波動性，未來大規模、高比例新能源并網將對電力系統規劃、運行帶來更大挑戰。儲能作為優質的靈活調節資源，可以在不同時間尺度提供多種價值的服務，必然伴隨著新能源發電同步發展。當前，電力系統儲能已頗具規模，應用領域不斷擴展，成為電力系統規劃、運行不可或缺的元素，相關的示范應用、價格機制、參與電力市場等應用和研究不斷深入。隨著儲能的快速發展，與其相關的基礎性、原則性、角色定位等問題還有待明確。

（來源：微信公眾號“能源研究俱樂部” ID：nyqbyj 作者：時智勇 王彩霞）

        儲能大規模應用的基礎性問題

        一是電力系統儲能的基本概念需要明確。儲能的種類龐雜，國際電工委員會（IEC）對儲能的定義為：通過設備或者物理介質，將能量存儲起來，并在需要時釋放出來。電能屬于二次能源，國內外尚未對電力系統儲能做出明確的定義，從功能上看，電力系統儲能可以定義為：通過一種介質或者設備，把電力系統的電能存儲起來，在電力系統需要能量或功率支撐時，以電能的形式釋放到電力系統的循環過程。電力系統儲能的基本特征應該是雙向的，基本形式為電能，存儲形式可以多樣化，通常所說的儲熱、儲氫、蓄冷等最終以熱、氫、冷形式釋放更適合歸為電力負荷。

        二是電力系統儲能的單位表述應更加準確。傳統電力設施的裝機容量通常以功率來表征，如瓦、千瓦。然而儲能與常規電力設施不同，不僅具有電力屬性還具有能量屬性，二者不可分離，缺失任何一個參數都不能準確表達儲能的基本性能。目前，對儲能單位的描述比較混亂，如諸多資料將儲能容量描述為千瓦時或者兆瓦時等能量單位，與電力系統裝機容量定義相反。因此，電力系統儲能無論從裝機、規模、還是容量上看都應該同時標稱電力和能量兩個參數。

        三是電力系統儲能應用領域的合理劃分有利于分類施策。儲能應用領域廣闊，涵蓋了電力系統發輸配用各個環節，從功能特征來看，包括調峰、調頻、備用、延緩輸配電網改造等；從應用場景來看，包括新能源并網、輔助服務、火電機組配置儲能、戶用儲能等。在美國，一般采用表前（Front of the Meter，FTM）和表后（Behind the Meter，BTM）對儲能進行區分，美國儲能協會定義表前儲能主要是連接到輸配電網或發電資產，可獨立參加批發市場；表后主要在商業、工業或居民用戶表計之后，主要參與零售交易。從我國當前電力管理體制出發，按電源側、電網側、用戶側分類相對清晰，其中電源側主要為各類電源表計之前配置的儲能，電網側主要為接入公用電網的儲能，用戶側主要為用戶表計之后配置的儲能。合理劃分儲能有利于分類施策、分類管理。

        四是電力系統儲能的身份和屬性宜明確認定。儲能具有充電、放電特性，具有電源和負荷的雙重屬性，對儲能身份和屬性的認定直接關系到儲能應用。如2017年，英國發布“英國智能靈活能源系統發展戰略”對儲能進行了明確定義，將儲能的市場身份由此前歸屬的終端負荷改為發電資源，由此結束了對儲能充電和放電的雙重收費。目前，電源側、用戶側儲能身份界定相對明確，對于接入公用電網的儲能，其電源、負荷屬性尚需明確，這直接關系到該類儲能應當履行的責任、并網管理、調度運行以及電價政策等，具體作為單一身份或者雙重身份可根據管理要求加以確定。

        高比例新能源電力系統中儲能的應用

        從規劃方面看，保障高比例新能源電力系統的電力可靠供應和安全穩定運行宜按各類靈活性資源必要性、安全性、經濟性排序，合理制定儲能發展規模。儲能雖然可以廣泛應用于電力系統各個環節，但從功能和成本上看具有可替代性。靈活性資源主要包括：燃煤機組、燃氣機組、抽水蓄能、電化學儲能、電網輸電通道、需方響應資源等。當前，儲能成本仍然不具備競爭力。在進行靈活性資源規劃時，應與新能源和傳統電源協調發展，優先挖掘存量靈活性資源潛力，加快推動火電靈活性改造、需求側響應、通道靈活運行等見效快、成本低、影響范圍廣的措施，在現有靈活性資源不能滿足系統運行需要時可新增電化學儲能等，實現規模、結構和布局的綜合優化。

        從調度運行方面看，接入公用電網的儲能系統應參考傳統發電機組實行“統一調度、分級管理”。在按照儲能裝機規模進行分級管理、分級調度的基礎上，可分場景、分目標實行儲能優先調度。考慮電網整體運行效率及局部調節需求，用于保障局部尖峰供電、緩解線路設備過載、保障配電網供電可靠性等功能的儲能由地調（縣調）優先調度；用于系統調頻、調峰以及電網暫態控制的儲能由省調優先控制；用于跨省跨區調峰、保障直流輸電等功能的儲能可由網調優先控制。

        從電力市場建設方面看，秉持技術中立，建立公平的儲能參與電力市場準入規則。對于能夠通過市場盈利的應用領域，應建立和完善市場機制，確立儲能市場主體地位，給予儲能與市場其他主體同臺競爭的公平環境。市場建設也并非一蹴而就，如2018年美國聯邦能源管理委員會（FERC）發布841號法令，目的是消除儲能進入容量、能量和輔助服務市場的障礙，法令發布后遭到了全美公用事業監管委員協會（NARUC）、愛迪生電力研究所等機構上訴，經過兩年多的時間才得以通過。英國從2016年開始允許包括電化學儲能在內的新興儲能參與容量市場競拍，經過兩輪拍賣后，由于市場歧視問題，歐洲法院裁定暫停英國容量市場競拍。不過，儲能進入市場的趨勢是不變的。2020年10月，FERC發布2222號法令，允許分布式光伏、用戶側儲能、電動汽車和智能電器等各類分布式資源進入批發市場。我國中長期電力市場、部分現貨市場、調頻輔助服務市場、絕大數調峰輔助服務市場均將儲能納入交易市場成員。

        從安全管理方面看，高度重視儲能消防安全，將儲能設備列為特定消防對象。全球儲能電站火災事故統計顯示，電池電芯缺陷以及電池管理系統的不可靠是導致事故的主要原因，隨著電池老化、環境變化，以鋰離子電池為代表的部分電化學儲能系統發生火災的風險一直存在并可能持續提升。一方面，制定并實施嚴格的標準和檢測規范可大大降低火災事故發生概率，如美國儲能系統和設備的安全標準UL9540，以及評價儲能系統熱失控擴散危險性和消防措施有效性的大規模火燒測試標準UL9540A等，對儲能安裝參數、間距、通風、產生的熱量和氣體等方面進行了規范。另一方面，構建電力儲能安全管理體系，將儲能設備劃定為特定消防對象，制定儲能滅火的標準操作程序等。

        新能源配置儲能的發展趨勢

        自2020年開始，河南、內蒙古、遼寧、湖南等省份均提出了優先支持配置儲能的新能源發電項目。隨著國家“碳達峰、碳中和”目標的提出，各省加大了對新能源場站配置儲能的支持力度，山東、海南、貴州、寧夏等省份在2021年風電、光伏項目競爭性配置辦法中明確要求配置一定容量的儲能設施，新疆、廣西、江西等省份優先支持承諾配置儲能設施的新能源電站開發。儲能伴隨新能源的發展而發展，從最初的鼓勵配置儲能到當前的要求配置儲能，隨著新能源并網比例的提升，預計越來越多的新能源將自發配置儲能或購買儲能的相關服務。

        一是配置儲能可降低新能源發電的系統成本。近年來，隨著新能源接入電網的比例提升，新能源系統成本逐漸被關注。新能源系統成本一般認為是新能源接入后相較于無新能源系統額外增加的投資及運行成本，包括備用電源配置成本、平衡成本、電網成本等。初步研究顯示，新能源電量滲透率超過15%后，系統成本進入快速增長臨界點。風電、光伏不再享受中央財政補貼后，為提高上網競爭力，可通過配置儲能有效提升新能源的可調度性，降低系統成本。

        二是配置儲能是新能源履行系統責任的重要技術路徑。構建新能源為主體的新型電力系統，需要新能源承擔作為主力電源的系統責任，2019年修訂頒布的《電力系統安全穩定標準》由電力行業標準升級為國家標準，提出新能源場站應提高調節能力，必要時應配置燃氣電站、抽水蓄能電站、儲能電站等靈活調節資源。部分省份已經要求新能源機組具備一次調頻等常規機組具備的能力，電源同質化是未來發展的基本趨勢。新能源配置儲能可有效履行系統責任，減少考核，避免預留發電容量。

        三是配置儲能可有效提升新能源參與現貨市場盈利水平。由于新能源發電具有隨機性，難以實時跟隨現貨市場價格波動調整發電出力，實現利益最大化。通過配置儲能可靈活參與市場并提升履約能力，在現貨價格較低或者未能出清情況下給儲能充電，在現貨價格較高時放電獲得收益。如澳大利亞現貨市場價格波動劇烈，限價范圍大，新能源場站通常配置大容量儲能裝置，如315兆瓦的Hornsdale風電場，2017年配置了100兆瓦/129兆瓦時的特斯拉電池，2019年，儲能擴展到150兆瓦/194兆瓦時。儲能充分利用了新能源發電邊際成本低的特點，在現貨價格較低時充電，在用電高峰現貨價格較高時放電，極大提升了新能源電站的盈利能力。

        高比例新能源電力系統的儲能應用由成本、技術、市場、管理等多項因素綜合決定，是一個不斷探索、不斷調整、不斷豐富的過程，契合電力系統運行需求，找準功能定位，將在高比例新能源電力系統中扮演越來越重要的角色。

文章來源：北極星電力網