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储能重要性再一次被强调。
近期，可再生能源+储能屡被提及，甚至成为硬性规定，那么储能是否成为刚需，其又应有着怎样的发展和前景？近日，国家电网公司调度中心副总工程师裴哲义针对“储能需求与规划”这一主题做了深刻剖析。
一、新能源与电化学储能并网的基本情况
1. 新能源并网情况
由上图可以看出，新能源装机从2011-2019年期间始终保持快速增长的态势。仅以国家电网经营区为例，经世纪储能网了解，新能源 2019年新增装机4745万千瓦，占新增总装机的约55.1%，累计装机达3.46亿千瓦，同比增长15.9%；新能源在总装机中的占比约22.3%。
国家电网公司调度中心副总工程师裴哲义表示：经过多年的发展，可再生能源已然有了实质性的变化。目前，在冀北、甘肃、青海等三个省级电网中，新能源成为第一大电源，在山西、山东、蒙东等18个省级电网中，新能源成为第二大电源，对电网安全稳定的影响日益突出。
2.电化学储能系统应用情况
相关数据显示，截至2019年底，国网经营范围区已投运的电化学储能项目累计装机规模为57.6万千瓦。其中，电网侧储能快速发展，装机容量达33万千瓦，成为促进储能发展的重要力量。
对于电化学储能在各环节的应用分布，裴哲义介绍：目前，青海、新疆主要应用为电源侧可再生能源消纳；西藏及东部岛屿主要应用为电网侧构建微电网解决供电问题；江苏、河南、了解主要应用为电网侧辅助服务；山西、广东、河北主要应用为电源侧火电联合调频；沿海经济发达地区主要应用为负荷侧削峰填谷/需量相应；甘肃则正在推动多环节应用。
且裴哲义表示，现有电化学储能商业模式如下所示：
用户侧——峰谷差套利，光储一体化增加效益；
电源侧——与火电一起参与辅助服务，与新能源电站一起增加发电量；
电网侧——租赁；
独立第三方——容量电价和综合。
二、新能源接入电网弊端
1.新能源发展规模
有关测算显示，新能源装机到2035年将超过煤电成为全国第一大电源。彼时，风、光新能源装机将达到13.5亿千瓦，占总装机比例由2017年的17%提高至37%；其发电量达到2.4万亿千瓦，占总发电量比例由7%提高至20%。到2050年，新能源装机将达到25.5亿千瓦，占比达52%；发电量达4.9万亿千瓦时，占比达34%。
通过图表可以看出，煤电与新能源的发展比例呈现剪刀差趋势，于此可以判断，发电量的占比将在2050年出现反转。
2.新能源发展与负荷呈逆向分布，新能源增加了电网调节难度
据资料显示，我国西部、北部地区拥有80%以上陆地风能、60%以上太阳能和70%以上水能资源，全国70%的负荷集中在中、东部地区，由于我国此种清洁能源资源与用电负荷呈逆向分布的特点，所以必须借助大电网，构建大市场，从而在全国范围内消纳新能源。但这样一来，电力的长远输送则成为一个问题。
新能源高比例接入电网后，常规电源不仅要跟随负荷电网，还要平衡新能源的出力波动，那么电网负荷变化规律性强，用电高峰低谷明显，风电出力呈现随机性波动性，预测难度大，大规模接入后极大增加了电网平衡困难。
在2035年，当风、光装机规模分别达到7亿、6.5亿千瓦时，全国风电、太阳能日最大功率波动预计分别达1.56亿、4.16亿千瓦，大大超出电源调节能力，此时，电网迫切需要重新构建调峰体系，以应对新能源5.3亿千瓦日功率波动的调节能力。
3.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。裴哲义以西北为例进行说明，在6800万千瓦负荷水平下，损失350万的千瓦功率来看，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。那么未来西北风电规模达到1亿千瓦时，系统调频能力将进一步恶化。
基于以上情形，未来电力系统必将结合储能系统应用。
三、储能在电网市场应用
针对上述问题，裴哲义对于储能系统在电网中的实际应用做详细解析：
1.电源侧储能应用
改善新能源涉网特性。储能系统可有效平滑新能源场站出力波动，降低新能源随机性和波动性对电网的运行影响，可以显著提升跟踪计划的能力。另，储能系统还可改善新能源场站无功调节能力，平抑并网点电压波动，以提升局部电网电压稳定性。
储能可提升火电机组调频性能。储能跟踪调频指令具有响应速度快、爬坡速率高等有点，配合火电机组共同跟踪电网调频指定，可有效分担火电机组调频压力，提高发电单元整体调节能力。
储能可作为黑启动电源。对于容量较小的常规机组，配置一定容量储能并辅以合理配套设施，可直接将其转变为具有自启能力的发电机组，成为合格的黑启动电源点。
2.电网侧储能应用
参与电网调峰。储能可以根据电网负荷特性，灵活进行充放电双向调节，具备2倍于自身容量的调峰能力，可作为解决三北地区调峰和新能源消纳矛盾的重要手段；另外，由于其布置灵活，储能也可用于解决东中部局部地区用电高峰供电紧张问题，降低负荷峰值。美国国家可再生能源实验室研究发现，部署50GW4小时储能可以满足美国的峰值容量。
提供快速调节资源。研究表明，利用储能提供快速调节资源，参与AGC等辅助服务,实现新能源的负荷跟踪/爬坡控制等多种功能，可以解决新能源出力随机性、间歇性问题，提供新能源高比例装机地区缺乏的短时调节资源，以提升新能源高渗透率下的电网稳定性。
优化潮流分布和缓解通道阻塞。通过储能运行状态切换，可以有效优化输电通道潮流分布。通过快速精准调节储能状态，缓解断面潮流越限和输电通道阻塞。
增加电网精准调控手段。以分布式形式接入电网不同节点的储能系统(如江苏和河南电网侧储能系统分别从8个和16个节点接入电网)，通过多模式协调控制，既可整体对电网调节进行辅助优化，也可单点对局部电网进行调节支援,实现对电网运行的精准优化控制。
提供事故备用。在自然灾害特别是用电高峰期突发电源或电网紧急事故时，由于储能本身的能量储备，可进行紧急功率支援和应急响应，提升电网安全性和稳定性。纽约大停电后，爱迪生公司开始规划310MW/1.21GWh电网侧储能项目。
3.用户侧储能应用
有助于减小电网峰谷差。利用价格激励措施，发挥用户侧储能的削峰填谷、需求响应作用，客观上有利于降低电网峰谷差，提高电网灵活调节能力，缓解供需紧张、调峰能力不足等问题。
有助于提高供电可靠性。配电网故障情况下，通过分布式新能源和储能联合运行，可为终端用户短时提供电力供应，保障重要负荷不间断供电，从而有效降低电网故障停电影响,提高供电可靠性。
有助于提高负荷预测精度。通过推广“分布式光伏+储能”技术，开展分布式光伏与储能相结合的高精度发电功率预测试点，优化光储联合运行控制,提高地区发电功率及负荷预测水平。
四、对于电化学储能实际应用的建议
加快电化学储能并网标准制修订工作
严格落实《电化学储能系统接入电网技术规定》等技术标准。针对储能系统分散接入、集中控制的运行特点，制定多层级、多目标，兼顾整体运行效率及局部调节需求的控制策略。
认真总结已投运电化学储能电站运行经验,加快制定电化学调度运行相关标准制修定工作。
高度重视电化学储的安全问题
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。
在此基础上加快制定和完善电化学储能电站消防安全有关标准。
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。
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。
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