国家电力调度控制中心董昱：新能源超常规发展给储能带来新机遇

加快新能源建设是落实国家绿色发展战略的重要手段，但新能源超常规发展过程中产生的电网平衡难度加大、故障形态复杂等一系列新的问题，对电力系统灵活调节能力提出了更高要求，这就给储能发展带来了新机遇。储能装置可实现负荷削峰填谷，增加电网调峰能力，也可参与系统调频调压，提高电网安全稳定性。加强储能统筹规划和科学布局，加快储能有效融入电力系统发、输、用各环节的进程，对于保障电力可靠供应与新能源高效利用具有重大意义。

——国家电力调度控制中心党委书记董昱

2020年8月26-28日，由中关村储能产业技术联盟、中国能源研究会储能专委会、中国科学院工程热物理研究所主办的“第九届储能国际峰会暨展览会”在北京召开。峰会主题聚焦“聚储能十年之势，创产业十四五新机”，同期举办储能联盟十年纪念论坛。北极星储能网、北极星电力APP对本次峰会进行全程直播。

在8月27日“第九届储能国际峰会暨展览会”开幕式暨储能联盟成立十周年纪念论坛上，国家电力调度控制中心党委书记董昱作“推动新能源与储能协调有序发展”主旨报告。

国家电力调度控制中心党委书记董昱

董昱：随着我国能源清洁转型发展的加速推进，以风电、光伏为代表的新能源发展取得了显著成效，而且将在未来若干年内继续保持高速增长态势。但新能源固有的随机性强、波动性大和抗扰动能力差的特点，造成电力系统灵活调节资源严重不足，给电网安全稳定运行带来新挑战。这也是新能源发展的“瓶颈”，而储能技术的发展恰恰为突破这一“瓶颈”带来了新机遇。储能对于电力提高安全性、保供能力、促进新能源消纳具有显著的优势，对于保障我国能源安全也具有非常重要的意义。

新能源发展的三个阶段

我国新能源发展大致分为三个阶段：第一阶段以1986年第一座商业运行风力发电场——山东荣城马兰风力发电场投运为标志，到2004年可以称为探索起步阶段。在这近20年的时间里，我国新能源发展总体比较平稳，处于技术上的积累和储备阶段，因为总量小，对于电网运行的影响不大。

第二阶段是快速发展阶段。以2005年《可再生能源法》颁布为标志，国家提出对新能源实施全额保障性收购，并对新能源发电进行政策性补贴，有力促进了新能源的快速发展。从2005到2016年，我国新能源装机快速增长，技术水平不断提升，新能源用10年左右的时间从补充性电源成为主力电源之一。但由于发展中的统筹规划不足，新能源无序发展和安全标准偏低的问题逐步暴露，突出表现为新能源弃电率大幅上升和新能源涉网安全性能不足。2016年国家电网区域内新能源弃电量达到465亿千瓦时，新能源利用率只有83.7%，这也是有统计以来最低水平。电网运行中也多次发生新能源大规模集中脱网事件，严重威胁系统安全稳定运行。

针对这些问题，2016年之后国家又出台了一系列政策，建立风光监测预警机制，促进新能源协调有序建设；随着技术水平进步和设备造价降低，实施发电补贴退坡和平价竞价上网；同时推动新能源涉网标准向常规电源看齐，提高安全运行保障能力。我国新能源发展在继续保持高速增长的同时，也迈上了高质量发展新阶段。

总体来说，我国用了30多年的时间，新能源发展从无到有、从零起步，从跟跑者发展成为新能源装机和发电的世界第一大国，在不断推动能源转型的过程中，为实现绿色可持续发展做出了重要贡献。

新能源发展趋势

截止到今年7月底，国网经营区新能源装机累计达3.65亿千瓦时，装机占比22.9%，成为了国家电网第二大电源。从未来发展趋势看，预测十四五和未来相当长的一段时期，新能源仍将保持高速增长态势。到2025年，国家电网新能源装机容量将达到7.5亿千瓦，比现在的规模翻番；到了2035年，装机总量达到20.3亿千瓦。从占比来看，2025年新能源装机占比达到36%，到了2035年数字达到了61%，超越火电成为绝对的主力电源。未来5年国家电网经营区内新能源年均新增装机在6000万千瓦以上，而2025年至2035年这一数字将达到1.2亿千瓦。

新能源发展存在问题

新能源在超高速发展情况下也带来了一些问题。

第一个方面是新能源固有特点带来的问题。电力系统是一个超大规模的非线性时变能量平衡系统，电能以光速传播，发电、输电、用电瞬时完成，而且要时刻保持平衡。传统电力系统采取的生产组织模式是“源随荷动”，或者通俗的讲叫发电跟着用电走。在发电侧，常规发电机组可以进行精准的控制；在用电侧，千家万户的用电是不能控的，但是根据日常经验的积累、大数据的分析、天气预报和节假日及不同季节负荷特性，可以对第二天用电趋势做出一个比较准确的预测，这个预测准确率高于95%。这样用一个精准可控的发电系统去匹配一个基本可测的用电系统，并在实际运行过程中滚动调节，实现电力系统安全可靠运行。

但是新能源大规模接入，应该说从根本上改变了“源随荷动”的运行模式。在新能源高占比电力系统中，发电侧因为集中式的风电光伏大规模接入以后，新能源的随机性、波动性影响巨大，“天热无风”、“云来无光”，发电出力无法按需控制。同时在用电侧，大量分布式新能源接入以后，用电负荷预测准确性也大幅下降，所以传统的技术手段和生产模式已经无法适应高占比新能源电网的运行需求。

同时，新能源大规模发展也对电网安全运行带来了一定的风险。从本质上讲新能源是电力电子设备，不具备传统发的电机的机械转动惯量，本身抗扰动性能就差，而整个系统转动惯量下降后，全系统抗故障冲击的能力也大大降低。举个不太贴切例子，过去电网是一艘航空母舰，现在改成了一个小吨位的货轮加上无数艘小帆船来运行，大海里边一个大浪过来以后，首先小帆船就翻了，小吨位货轮也会产生大幅摇摆，对电网安全造成巨大的影响。

第二个方面是我国能源结构本身存在的问题。我国以煤电为主，这是由我国煤炭资源丰富但缺油少气的自然禀赋所决定的。在这种情况下，我国灵活调节电源，包括燃油机组、燃气机组以及抽蓄机组占比远低于世界平均水平。特别是新能源富集的三北地区，灵活调节占比不到4%，远远低于美国、日本等国家。

一方面是新能源快速发展要求系统提供更多的可调节资源，另一方面则是火电为主的电源结构带来的调节资源先天不足，导致我国电力系统运行的最大难点或者说风险就是调频调峰资源明显不足。我们预测到2025年国家电网区域内系统灵活调节资源的需求将达到6.8亿千瓦，包括4亿千瓦峰谷差的调节，还有2.8亿用来平衡新能源的随机波动。考虑电力系统已有调节能力和在建的抽水蓄能机组以及对火电机组进行灵活性改造，预测到2025年电力系统调节能力的缺口仍有八千万到一亿千瓦左右缺口，而且主要集中在新能源富集的“三北”地区。

总之，新能源超常规发展改变了电力系统技术特性，也给安全运行带来的平衡难度加大、故障形态复杂等一系列问题，这种变化需求恰恰给储能发展带来了新的机遇。储能装置可以实现削峰填谷，增加调峰能力，应该说是现在电力系统运行中迫切需要的，因此需要加快储能融入发输用各环的节进程，保障电力可靠安全运行和新能源的高效利用。

储能应用前景和挑战

从广义上讲，电力系统中应用的储能主要包括抽水蓄能和电化学储能。目前我国储能还是以抽水蓄能为主，电化学储能占比比较低。目前国家电网经营区在运抽蓄装机规模2091万千瓦，而在运电化学储能规模是71万千瓦，占比约为3%。电化学储能虽然目前总体规模不是很大，但是发展速度非常快，近五年基本上保持了年均90%左右的增长，并在发电、电网和用电侧都得到了广泛的应用。

下面用三个实例向大家介绍一下。

第一个项目是河北省的张北风光储输示范项目，这是国家电网比较早建成的综合试验项目，一共建成44万千瓦的风电，10万千瓦的光伏，还有3.2万千瓦/9.6万千瓦时储能装置，在电化学储能方面涵盖了锂离子、铅酸、液流等目前主流电化学电池的类型，也是目前全球电池类型最多的储能电站。

这个电站最大的特点是第一次实现了风电、光伏、储能综合协调利用，具备平滑新能源出力、削峰填谷、跟踪计划、系统调频四大功能，而且率先应用了储能虚拟同步技术，可以把整个风光储输电站看作一个黑匣子，对外就是一个同步发电机，而且调节性能明显优于常规火电发电机组，从而有效改善了新能源的涉网特性。

第二个项目是江苏省的电网侧储能项目，这个项目规模是10万千瓦/20万千瓦时，全部采用了磷酸铁锂电池，对分散在8处不同储能站实施协调统一控制，并且接入江苏电网源网荷储，也是目前世界上已经建成的最大电网侧储能电站。在夏季和冬季电网运行最高峰的时候，采用日前调度计划模式，对电网高峰电力提供支撑，从而提高了输电使用效率，延缓了投资。在春秋季电网运行的平段，控制中采用上下调节，提高电网的灵活调节的裕度，从而提高电网安全运行水平。在节假日电网运行的最低谷，这个时候需要反向调节，尽可能压低电网的出力，通过储能来吸纳电能以后，可以为新能源增加发电的空间，从而提高新能源消纳率。

第三个项目青海省共享储能项目，这个项目最大特点就是把区块链技术和储能装置实现了有机的结合。我们知道从物理上来讲，因为电力系统的复杂性，我们是无法准确获知发电发到哪里去，现在用的电到底从哪里来的，这测量不出也计算不准的。但是储能系统如果参与市场交易，就需要发电、充电和放电，有一个准确的匹配关系。这个项目就是很好的应用区块链技术，为我们在新能源发电与储能装置充电和放电打上了标识，这样可以建立起发电、充电和放电的匹配关系，从而提高了交易的数据安全性和有效力，促进了新能源的发展。

青海共享储能服务市场从去年6月18号正式运行，很好支撑了青海省绿色发展的各项行动，青海在2018年首次实现连续7天绿电运行，在去年和今年分别达到15天和31天。特别是今年5月9号到8月16号，青海省开展了绿电三江源百日活动，整个青海三江源地区所有用电均来自于水风光等绿色能源，实现了连续100天用电零碳排放的世界记录，为全球能源转型发展提供了中国样板。

储能运行的主要商业模式

在电源侧，一是在新能源场站配置储能，获取利润的主要模式是通过储能装置改善新能源场站运行特性，从而减少弃风弃光，减少运行中被考核。这对于弃电严重和新能源上网电价高地区的场站具有较好的投资前景。二是在火电厂配置储能，参与调峰调频辅助服务市场。获取利润的关键在于市场本身的补偿力度以及能够获取到的市场份额有多少。由于在一定时期内市场总体调节资源是基本相当的，如果市场出清价格高和调节需求大则具有获利空间，反之回报率就会下降。

在电网侧，需要有大量的储能资源提供调频调峰、系统备用和故障调节等公共服务，但现在面临的主要问题是政策支撑不足。如果作为独立的储能电站接入公共电网，当前的商业化运作模式还是处于探索阶段；如果开展共享储能，为新能源场站提供调峰服务，现在也基本上是一场一策，一事一议，收益存在很大不确定性。

在用户侧，获取储能收益的主要模式就是利用峰谷价差，低谷充电，高峰放电，获取价差的收益，这里面主要要看本地峰谷电价差是多少，以及本地企业自身经营的情况来决定收益的回报率。

储能发展存在问题

结合运行的一些要求，我们感觉现在储能装置应用需求非常强烈、前景也十分广阔，但也存在一些问题需要认真研究，主要是以下四个方面：

第一是政策的因素，就是储能发展的政策还需要进一步完善，怎么样能够适应行业长期的持续健康发展，相关的配套的政策，激励的措施还需要进一步强化。

第二是储能发展的目标和技术路线还有待明确，储能除了电化学储能以外还有抽水蓄能储能，目前抽水蓄能总体造价低于电化学储能，但是建设周期比较长，另外合适开发的站点有限。这样两种不同技术路线，什么时间段、什么样的规模来开发，需要国家有一个明确的技术路线。

第三是储能的技术标准有待进一步健全。

第四是储能的关键技术有待突破。特别是储能电站的安全性，储能电站属于重资产的设备，特别在电网侧往往是多站合一建设，储能站依托于枢纽变电站和数据中心站，三站合一建设，随着5G发展，未来加上5G的基站可能是四站合一。一旦发生火灾事故，对人身安全、设备安全、电网安全、数据安全、通信安全都造成巨大的危害，所以储能站本体安全必须得到保障。

促进新能源与储能协调有序相关建议

第一个是加强顶层设计，促进新能源和储能协调有序发展。第二完善政策机制，建设储能分类管理的体系，不同类型怎么样发展，怎么样去确定它的规模，怎么样建立商业回报、投资模式。第三健全标准体系，深化技术研究。第四创新应用模式，助力能源互联网建设。

总之储能发展和电网运行发展密切相关，目前应该说迎来了难得的发展机遇期，但是也存在一些问题，这些问题的解决需要社会各界共同努力。非常感谢中关村储能产业技术联盟提供这样非常好的平台，大家来共同交流。希望各方共同密切合作，我们共同研究解决推动新能源和储能发展问题，共同促进我国能源清洁转型发展。谢谢！