【文字实录】杨再敏：新型电力系统与储能发展的思考与展望——2023年新型电力系统产学研融合发展大会世界播报

发布时间：2023-05-28 03:13:00

来源：能源达观

新型电力系统与储能发展的思考与展望

杨再敏南方电网能源发展研究院有限责任公司新能源研究所副所长

(资料图片)

第一、新型电力系统与储能以及储能在新型电力系统中的作用

我们国家已经提出“3060”承诺，其实这方面关于碳达峰、碳中和我们国家跟欧美国家现阶段的重点任务是不一样的，我们更多关注的是碳达峰，欧美国家大部分已经实现碳达峰了，他们关注的更多是碳中和，在二十大报告里提出我们要积极稳妥推进碳达峰这个方面的工作。

关于新型电力系统，我们之前提出了以新能源为驻地的新型电力系统，随着我们现在用能包括形势的发展，现在我们要构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统，不管是从实现碳达峰、碳中和，还有构建新型电力系统、新型能源体系来说，能源都是一个主战场，现在能源的消费占整个二氧化碳排放的80%、其中电力占40%左右。

下面跟大家交流一下新型电力系统建设面临的几方面挑战。

技术层面，关于风电、光伏大规模并网之后几个方面的挑战。1、系统转动惯量变小，降低了电网抗扰动能力。2、关于频率电压的耐受能力不足，容易引发一些连锁的故障。3、由于新能源波动，会造成线路潮流能波动比较大。4、关于大规模的电力电子设备，包括新能源、风电、光伏，包括与新能源相关的直流，大规模的电力电子设备容易引发系统的稳定和振荡的问题。

电力保供难度增加。首先，运行方面，由于新能源的一些波动性，我们跟负荷平，这方面有点困难。更大一方面的挑战是，我们国家在能源转型过程可能跟其他国家面临的挑战不一样，我们是既要保障我们目前用能增长速度还比较快的情况下，目前能量保障难度还是比较大的。

面临的问题是成本的问题，我们现在想解决用电保障有没有的问题，现在还要解决我们电能绿不绿、好不好的问题，成本方面还是一个挑战。现在新能源的发电成本，现在陆上基本实现平价上网了，成本比较高的可能是海上风电的成本，目前海上风电成本降得比较快，特别是在大规模发展之后成本还是降得比较快的，但是新能源的上网成本只是一部分，我们新能源消纳成本，整个系统成本应该包括四部分，大的是两部分、一个是发电成本、一个是调节成本，当然还有备用的并网成本。新能源虽然实现了平价上网，但是我们为了大规模地消纳新能源，还要配备很多的调节资源，这方面的成本，不管是火电也好、气电也好、储能也好，综合成本目前来看还是比较高的。

包括现在电源主体利益协调问题，因为市场机制还不是很健全，新能源要全额消纳，包括一些常规的火电、气电参与调节过程中怎么保证我们传统电源跟新能源的协调。

还有关于生态环境的问题、土地资源的问题，包括生态保护的问题，这方面也会面临一些挑战。

储能的作用，总体来说储能两个方面的作用。第一方面，现在新型电力系统建设核心就是要保持电力电网平衡，怎么来提高我们系统的灵活调节能力，因为储能具有快速的响应能力，在消纳新能源上可能会发挥一定的作用。

另一方面，储能的作用总结起来有三方面，1、绿色、安全、高效，储能主要是配合新能源，在调峰上来实现解决新能源出力和用电不匹配的问题，来充分消纳新能源，实现绿色发展。2、从安全方面，因为储能快速响应能力，能够有效地解决新型电力系统刚才提到面临的的问题，包括电力电子化、高比例新能源的问题。3、能够提高我们电力系统运行的效率，现在储能不管是在发电侧、电网侧、负荷侧，我们都可以发挥一定的作用，来提高电网的运行效率。在发电侧，我们可以提供一些无功电压支撑，包括解决新能源的波动性。在电网侧体现更明显一些，我们现在在电网侧的储能可以参与调峰调频，也可以缓解电网的阻塞，特别是延缓电网的投资，也可以做一些补充电压支撑、紧急备用这方面的工作。在负荷侧，应用比较广泛，包括我们怎么在各个场景有一些新的业态更灵活地来实现用电需求。

统筹发展，核心问题就是新能源成为主体电源，或者占比提升之后，怎么能够实现不同的时间尺度、不同的空间尺度上不同功能定位的储能。时间尺度上，从超短期的一直到短期的、日内的，包括中长期。空间上，包括在源网荷三侧来实现空间尺度的问题。

时间尺度上，目前看，包括从超短期一直到中长期这个时间尺度，不同类型的储能发挥了不同的作用，包括在超短时间尺度上，我们现在主要是电化学储能、超级电容还有一些飞轮储能，都可以发挥一定的作用。在日内也好，秒级、分钟级，主要是地抽水蓄能，还有电化学储能，都可以发挥作用。在中长期，刚刚杜院长也介绍了氢能的发展，目前想着依托氢能不能在中长期，特别是有人提到跨季节，能不能做一些这方面的作用，这也是现在研究的一方面问题。

在不同的空间尺度上，还是源网荷三侧做一些工作。源侧，电源侧配储能，从国家层面也好、从各个地方政府层面也出台了一些配套储能的政策，现在新能源场站也要求配储能，并使用一定的政策倾斜。在电网侧，现在包括电网公司、南方电网公司也非常住追储能的发展，南网储能也是第一家上市的电网储能公司。总体来说，现在电网侧有两类，一类是电网替代性的储能，这方面主要是发挥一些类似于电网输电设备的功能，缓解一些阻塞，延缓一些我们输变电设备投资。另外一方面，电网侧的独立储能，更多的类似于参照抽水蓄能的功能，怎么来参与系统的调峰。

在负荷侧，这里面更多的是怎么能够实现多元化的、精细化的、定制化的用能需求，也结合我们数字化的技术，包括虚拟电厂的技术，可以实现新模式、新业态。

第二部分、储能发展的现状和问题

近年来，国家大力支持储能的发展，目前是两个层面的东西。第一层面，国家希望储能在我们新型电力系统中发挥大的作用，促进新能源消纳。另外一方面就是产业方面，我们国家这么多年的产业政策新能源方面是非常成功的，从风电、光伏整个产业在世界上已经非常领先了，光伏板现在基本上70%左右、现在基本上都国产化了，而且现在大容量的产业都融合。第二方面，包括新能源汽车也是，这个产业也是非常成功的。现在储能这个产业，结合我们之前动力电池技术路线，国家希望在产业方面能够把储能的产业也当成重要的新兴产业来发展。从这两方面出发，现在国家出台了一系列政策来支持储能发展。

2021年出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提到从商业化的初期向规模化发展转变，装机规模2025点要达到3000万，这个数大家总体觉得应该还是偏保守的。推动电网侧储能，电力回收。去年3月份出台了《“十四五”新型储能发展实施方案》，更多地从科研、创新、示范试点、完善体制机制、市场机制方面做的一些规划。去年6月份，出台了《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，鼓励作为独立市场主体参与储能，进一步完善市场。

整体来说，储能到去年年底全球2.4亿，这里面包括抽水蓄能跟电化学储能，新型储能是4600万左右，现在锂离子电池占了绝对的主要部分，我们国家也差不多，整体比例是抽水蓄能占了百分之七八十，电化学储能20%左右，电化学储能主要是锂离子储能。目前来看，新型储能发展非常快，装机增长很快，但是还没有成为我们新型电力系统调节的主力。

在投资回报机制上，目前还是多采用储能+的模式，在电源侧，新能源配储能主要是来减少弃风弃光，也会通过租赁和共享模式推进储能的配置。电网侧，现在是电网投资储能，以租赁的方式或者参与电力市场来回收成本。用户侧，包括新型储能配合光伏，新能储能+负荷，来参与峰谷电价的套利，在峰谷电价差比较大的地方有一定应用。

存在的几个方面的问题：

第一方面，现在新型储能技术经济性和成熟度有待提高。目前最成熟的就是抽水蓄能，现在锂离子电池技术电化学储能应该是被寄予厚望的，特别是经过汽车动力电池产业的引导、发展，目前是新型储能发展的主要方向。与此同时，包括压缩空气储能、飞轮储能、超级电容、超导储能，都在研究和示范阶段，现在成熟的大部分是抽水蓄能，电化学储能从发展初期向规模化转变，其他几个方面现在都是在科研、示范的阶段。

第二方面，市场化机制不大健全，成本的疏导机制不完善。现在国家已经出台了一些政策，要新型储能以独立的主体参与市场，本身电力市场建设还在建设过程中，南方区域市场是走在全国前列的，也在研究怎么参与市场有更好的回收机制。目前包括参与辅助服务、参与电力市场现货市场，这方面工作还在不断探索和研究阶段。

第三方面，包括抽水蓄能，主要受一些地理位置包括地形条件的限制，大规模发展还是比较受限，现在也提出一些新的方式，包括怎么把一些常规的水电厂改建成混合式的抽水蓄能电站，甚至有人提出怎么利用流域的梯级电站做抽水蓄能电站，这方面突破的远比现在的抽水蓄能大的。整体来说，现在抽水蓄能是发展非常成熟的方向，但是怎么有一些新的技术，包括小型抽水蓄能来做这方面的工作。

第四方面，新型储能包括电化学储能的安全问题还是制约行业发展的大问题。包括国内外近年来发生了多起储能起火的事故，当然有几方面原因，第一方面的原因，电网因为对储能调度的利用效率不是很高，特别是在成本的压力下，现在可能会有一些劣币驱逐良币的现象，大部分可能配了一些储能，但是在它安全地投入上做得还是不够的，可能这是一个原因。另一方面原因，目前对它的设计、运维、评价，处置得规范、标准，还不健全，但是可能更重要的就是，现在我们基于动力电池的技术路线，在本质安全方面能不能满足电力系统大规模储能的要求，这方面可能还是要思考和探索的。

第三部分、关于储能南网公司做的一些工作

这是2021年底的，2022年底的还在统计中。整体来看，现在装机80多万、接近100万，现在装机容量比较大的是广东，主要还是集中在电源侧，主要是广东火电的调频市场比较活跃，调频市场电化学储能权重大一些。从今年开年，特别是广东，广东对储能产业发展非常重视，也出台了储能快速发展的方案，包括南网公司也在争取方案。总体来说，广东省希望在储能产业方面做很大的工作。

从政策来看，我们国家很多省份都出台了新能源场站配储能的政策，南方地区也同样，现在广东、云南没有明确的政策，广西、云南、贵州、海南都出台了包括配储能的政策，从10%到20%不等的政策，每个地方都不一样，这方面也是为了更好地消纳新能源。

南方电网公司近年来积极支持储能发展的应用，2019年就出台了加快促进电化学储能发展的指导意见，提出要从技术研究、规范并网管理、引导产业发展等方面的重点任务，在2021年8月印发了进一步加快电化学储能的指导意见，也提出了两批电网侧储能示范的电站，提出2025年要从商业化初期到规模化的转变，2030年储能业务实现全面的市场化，成为公司新型业务发展的重要方面，刚刚提到南网储能调峰调频公司已经把储能的资产打包上市了，也希望在这方面做一些新业务。

去年年底，南网公司印发了《南方电网新型储能建设指南》，主要从规范储能的功能定位、配置原则、接入要求、商业模式、并网管理、调度管理等方面做了一些指导性的规范。

近年来，南方电网公司，从2012年就开始布局储能电站，在深圳宝清，近年来，在电网侧做一些储能电站的配置。

深圳宝清这个电站投运是比较早的，已经有10年了，是一个10兆瓦/22兆瓦时的电网侧储能电站，目前也是正常运行。

2021年又投运了三座在电网侧的储能，主要是提供供电能力的，去年在海南也投运了一座。在电网侧独立储能里面，现在开工建设两座比较大的，一个在佛山南海，30万/60万千瓦，还有一个在美洲的电站这是储能发展的现状。

发展展望，目前国家储能发展更多是政策性驱动，包括从政策规定也好、储能的规范也好，其实储能的高质量发展本质上，系统运行的需求才是我们高质量发展的根本动力，目前我们结合电网运行的实际做了一些关于储能实际需求的测算，我们测算南方电网在未来几年可能储能的需求在600万千瓦左右，现在是100万左右的需求，其实结合国内外和国网的实际，整体来说，我觉得储能的发展还是在发展的初期、向规模发展的阶段。现在随着新的形势，包括我们新能源大规模发展，包括现在因为一些新的电力供需形势，我们现在也在规划一些新的煤电，整个储能的需求这方面我觉得需要做一些深入的测算。

在做需求测算的时候我们考虑两个因素：第一个因素，是电网实际需要多少，第二个因素，同时考虑储能电站的成本回收情况。这里面我们做的一些测算，整体来说，从中国储能联盟发布的情况来看，储能电站的度电成本大概6、7毛钱左右，但是离我们抽水蓄能成本还是差的比较大，抽水蓄能成本是2毛钱左右，当然近年来下降也很快，降低了70%左右，我们初步预测，按照每年降10%左右，未来5年，如果发展比较快、规模上来的话，储能成本应该能再降50%左右，如果那样的话能降到3、4毛钱，就跟我们新能源包括火电上网电价成本相当了。其实储能成本要对标三个成本，一个是对标我们新能源的上网电价成本，就是说你发一度电、存一度电、弃一度电的成本是否合适，另一个成本是对标我们火电的成本，就是你用火电调合适、还是用储能调合适，第三个成本就是对标抽水蓄能的成本，如果你能达到抽水蓄能成本那就很好了。总体来说，既要考虑需求，也要考虑成本的情况。

第四部分、关于储能发展的一些思考和建议

一、新型电力系统建设要充分挖掘需求侧的调节资源。目前随着新能源大规模并网，我们对系统、对灵活调节能源需求的量越来越大，同时现在电力系统里面可以挖掘的调节资源规模也是很多的，不管是常规的，包括火电机组灵活性改造，包括弃电，还有新型储能，特别是结合电力市场、负荷侧响应，其实更多地在需求侧那些资源，怎么通过大量的分布式包括柔性的负荷、储能、电动汽车需求侧的资源，通过我们新的虚拟电厂需求侧的技术来挖掘需求侧的资源。

二、储能发展应该是集中式和分布式相结合发展。各有优势，根据你的技术条件不一样，比如他是抽水蓄能，集中式比较成熟，集中式的发展，电化学储能，可以考虑根据你的成本，现在安全的成本可能是很大部分的成本，这里面有可能储能做得比较大安全成本可能越高，但是多少是比较合适的成本，我觉得这方面需要做一些研究，可以做一些集中式和分布式相结合的发展。三、现在电化学储能、锂电池储能的技术，在安全性、经济性方面离我们要求还是有差距的，目前我们的技术路线整体还是延续动力电池的技术路线，还是不一样的，动力电池能量密度高，但是充放电次数没这么高，但是电网的储能要求不一样，我对能量密度要求不高，但是我对充电次数，6000次或者更多的次数，安全性要求这么高，整体储能的电量比汽车电量大很多的，我觉得完全是两种产品的风险，在技术路线上这方面需要做一些探索和研究。

四，大家提出目前新型储能应用效率不高的问题。我觉得更多的要共享使用，就是场站自建自用可能是很难恢复成本的，一定要实现，不管是从现在共享储能也好、未来通过电力市场机制完成之后，参与电力市场也好，应该是统一调度、共享使用的方式。

五、价格机制。在目前成本的技术条件下，如果按照并网电价来算，可能储能电站还是比较难回收成本的，我们建议来探索完善一些机制，当然有些省份已经有了，我觉得这方面需要根据储能的技术经济性的发展来不断完善价格机制。

以上就是我今天的分享。谢谢大家！

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