——感谢南方电网能源研究院孙思扬对“电网新电力系统与储能发展”的分享。特普生把部分适合的内容分享给大家。如涉及内容侵权，请与我们联系。

一、 新型电力系统与储能

1、“30.60”中国承诺

2020年12月12日，国家主席习近平于气候雄心峰会上发表题为《继往开来，开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话。

2、以新能源为主体的新型电力系统

2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议指出：“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要构建清洁、低碳、安全、高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。

3、面临挑战

（1）电力系统安全稳定风险增大

（2）电力供应保障难度增加

（3）电力总成本上升

（4）电源主体利益协调难度增加

4、储能在新型电力系统中的作用

新型电力系统对灵活调节能力要求提高

构建新型电力系统的核心是新能源大规模并网后如何保障电力电量平衡，其关键在于如何提高系统的灵活调节能力。

(一) 有助于提高新能源消纳水平，实现绿色低碳发展

· 构建新型电力系统的基本内涵是重构能源产供储销体系，实现能源结构由以化石能源为主体向以新能源为主体的转型升级；

· 储能可有效解决新能源出力与用电负荷时空不匹配的问题，实现新能源充分消纳利用。

（二）有助于增强系统灵活性，提高新型电力系统的安全水平

新型电力系统将呈现明显的“双高”、"双低”、“双波动”的特性在“双碳”目标的约束下，煤电、气电等传统调节电源发展规模受限，未来电力系统的灵活性难以满足大规模新能源并网后的调节需求。

5、统筹发展储能

构建新型电力系统的核心是新能源成为主体电源后如何实现和保障不同时间空间尺度的电力电量平衡，其关键在于统筹发展不同功能定位的储能。

（1）在不同时间尺度上统筹发展储能，满足不同场景的调节需求

长期储能主要为系统提供能量调节能力，主要用于季节性调峰、长期需求响应等场景短时储能主要为系统提供功率调节能力，主要用于日内调峰、缓解输变电阻寨、应急备用等场景超短时储能则普遍用于一次调频、提高电能质量、平滑清洁能源出力等场景。

（2）在源网荷三侧的不同空间尺度上，统筹发展储能多元化应用场景，实现源网荷储协调运行

优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源要素，以储能等先进技术和体制机制创新为支撑，实现源网、荷、储的深度协同，从而达到安全、绿色、高效的目标。

电源侧注重新能源协同优化发展

推动新型储能与新能源协同优化发展，推动新能源场站以集中或共享形式配置适当规模的新型储能，并给予一定的政策倾斜，保障新型储能的利用率与收益率。

电网侧注重提升电力系统安全稳定水平

运用储能的调频、调压、顶峰、事故备用、黑启动等功能，注重提升电力系统安全稳定水平、延缓或替代输变电设备升级改造投资。

负荷侧注重满足多元化精细化定制化用能需求

支撑重要设施应急供电保障体系建设、构建分布式供能系统、推动源网荷储一体化等开发方式重点提升重要负荷应急保障能力，满足多元化、精细化、定制化用能需求，培育扩大能源消费新模式新业态。

二、 储能发展现状与问题分析

（一) 国家出台相关政策，储能行业迎来发展良机

国家接连出台储能相关重磅文件，在国家战略层面给予储能高度认可，从顶层设计上支持储能跨越式发展，为储能高质量发展夯实政策基础。

（二）新型储能装机规模快速增长，迈进规模化发展时代

截至2022年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模245.5GW，新型储能累计装机规模达46.2GW，占比18.8%；2022年新型储能新增装机规模21.8GW，占比54.3%。

截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模56.9GW。新型储能累计装机规模达到11.2GW，占比达到19.8%；2022年新型储能新增装机规模5.9GW，占比40.1%，离子电池占绝对主导地位。

总的来看，我国新型储能装机增长较快，但尚未成为电力系统调节的主力。

（三）在投资回报机制上，多采用“储能+”的模式获得投资收益

“新型储能+新能源”模式用于减少弃风弃光、平抑波动，新能源发电企业通过租赁或者共享模在电源侧，式推动储能配套建设在电网侧，储能接受调度进行多场景应用，采用“租赁”方式回收成本或参与电力市场补足收益.在用户侧，“新型储能+负荷”等模式参与峰谷套利，在峰谷价差较大的北京、上海“新型储能+光伏"江苏、广东等地区有一定应用。

三、 南方电网储能发展

目前，南方五省区中广东、云南尚未出台新能源项目储能配置相关政策，广西、贵州、海南已发布新能源配置储能相关政策，其中广西要求市场化风电配20%储能，市场化光伏配15%储能:贵州要求新能源配10%储能;海南集中式光伏发电项目同步配套建设不低于10%储能。

建设情况

四、思考与建议

在“碳达峰”“碳中和”目标约束下，煤电等传统调节电源发展规模受限，未来电力系统的灵活性难以满足新能源大规模并网的运行要求。在交通电气化、建筑用能电气化等再电气化背景下，大量的分布式电源、柔性负荷、储能、电动汽车等资源接入需求侧，需求侧调节潜力有待进一步发掘。建议通过虚拟电厂、负荷集成等方式加强需求侧管理，实现对需求侧资源的优化控制，充分控掘需求侧资源调节潜力，满足新型电力系统调节需求。

集中式储能包括抽水蓄能、大容量储能电站等。抽水蓄能适合长时间尺度调节场景，可统一在电网侧配置大容量储能电站可在集中式新能源发电基地适当配置，实现储能系统与新能源、电网的协调优化运行分布式储能包括小型储能、电动汽车等。可推动建设小区、楼宇、家庭应用场景下的分布式储能设备，实现储能设备的混合配置、高效管理、友好并网，促进可再生能源就地就近消纳利用。

目前新型储能的调度运行机制还不完备，利用率较低。

建议加快完善新型储能调度运行机制，结合系统整体调节需要，探索推动“一站多用、分时复用”调度运行机制和商业模式，实现新型储能电站的“统一调度、共享使用”，提高新型储能电站利用率。

目前新型储能的成本仍然较高，现有商业模式难以回收投资成本。

建议明确新型储能的市场地位和准入条件，加快完善新型储能电力市场体系和价格机制，推动新型储能以独立市场主体身份参与电力现货市场和辅助服务市场，研究推动电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，保障新型储能合理收益，促进新型储能市场化发展。

坚持储能技术多元化发展，推动储能在电网中安全、高效、经济和规模化应用。面向新型电力系统构建需求，以国家能源研发创新平台为依托，推动产、学、研、用全产业链建设，推进储能技术研发、成果转化和工程示范，引领储能技术发展。