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在本次会议上，国网湖南综合能源服务有限公司储能事业部项目经理丁春分享了主题报告《湖南电网侧储能建设及运行思考》。现在，小编经过授权，将演讲内容整理如下：
丁春：尊敬的各位专家，各位同仁，各位嘉宾，大家上午好！我是丁春，来自国网湖南综合能源服务有限公司，今天很荣幸在此和大家分享湖南电网侧储能建设与运行思考的相关情况。我将从1）建设背景、2）湖南电网侧储能建设及运行情况、3）储能发展思考三个方面开展介绍：
首先介绍的是建设背景，湖南电网峰谷差较大（56%及以上），且呈快速增长趋势，近年来在国网各省级电网公司中排名第一，建设电化学储能电站主要是为了统筹解决湖南能源电力系统的诸多问题。在电源侧，湖南清洁能源占比高（53%），在中东部地区第一、全国第四，但水电调节性能差、风电具有反调峰特效，发电季节性强、调节能力不足，清洁能源消纳困难。在电网侧，典型的大直流、小受端电网，负荷中心电网薄弱、缺乏电源支撑，安全稳定问题突出，尤其祁韶特高压直流送湘能力受限，季节性电力供应紧张。在用户侧，湖南非工业用电占比高（58%），仅次于北京，用电季节性强，峰谷差率全国最大，夏季、冬季用电难以保证。电化学储能电站，具有建设周期短、反应速度快、调节性能好、性价比高的优势，可以增加电力供应能力、促进清洁能源消纳、提高电网安全稳定水平，提升能源电力系统效率效益，可以相对降低用电成本。
接下来介绍的是湖南电化学储能站建设及运行情况：自2018年以来，我公司连续开展了长沙一期和湖南二期两期电化学储能站示范工程的投资、建设、运营，以及运行维护。两期储能站总规模120兆瓦/240兆瓦时，其中长沙一期电池储能站（60兆瓦/120兆瓦时）于2019年4月正式并网运行，湖南二期电池储能站（60兆瓦/120兆瓦时）于今年6月全部并网试运行。
整体而言，长沙一期储能站保持平稳运行，累计不间断安全运行达740天，按照每天“两充两放”的充放电模式统一纳入湖南省调度控制中心调度运行。两充两放，第一次充电是在凌晨的3点到5点30分，第一次放电在中午的11点至12点30分，第二次充电在下午的3点至4点30分，第二次放电晚上的7点至9点30分，大家可以看到充电的时间是我们用电的低峰期，放电的时间是用电的高峰期。
长沙一期电化学储能站在电力系统主要发挥三类作用：
一是参与电网调峰，储能站在电力高峰时段进行电池放电，提升电力供应能力，解决区域电网局部供电“卡脖子”问题，最优化电力能源配置，截至2021年7月，一期储能累计参与电网“移峰填谷”10920万千瓦。
二是助力风电等新能源夜间消纳，降低新能源弃电率。截至2021年7月，长沙一期储能累计在电网低谷负荷时段消纳我省新能源电量8700万千瓦时。
三是响应电力系统调频、调峰、调压等需求，参与省内电力辅助服务市场，并做为当前电力需求侧响应的重要支撑。从2020年5月参与省内电力辅助服务市场试运行以来，截至2021年3月正式结算，长沙一期储能持续稳定响应900余次，响应速度均达到了毫秒级，因此无论是在电源侧、电网侧调峰调频，还是在负荷侧调峰调压、电能质量治理，都发挥了良好的需求侧响应。
鉴于长沙一期电化学储能站在电力系统中发挥的三类作用：（1）电网侧有效调节电网负荷峰谷差（“移峰填谷”）；
（2）电源侧促进可再生能源消纳；
（3）电力辅助服务和需求侧响应
国网湖南综合能源服务有限公司开展了相适应的电池储能商业运营模式探索、研究及应用；（1）参照抽水蓄能，在电网侧开展“两部制”电价模式；（2）在电源侧开展“共享储能”新能源配套储能租赁服务；（3）参与湖南省内电力辅助服务市场；
通过上述几类运营模式的有机组合，以及电力系统最优化调度，逐步形成了电池储能湖南模式商业运营。尽管目前该模式仍亟需省内储能政策持续支持与完善。但毫无疑问，湖南储能发展模式对于国内所有电池厂家、系统集成商极具吸引力，也受到了省政府、行业等高度关注，在一定程度上，推动了湖南省内电池全产业链的稳步有序发展。比如，我们分别在邵阳、娄底、郴州、永州建设的湖南二期储能项目，在2020年11月形成了业内颇具热度的“长沙会战”。
当然，随着湖南公司当前阶段正全力推进的50-80万千瓦储能装机（湖南三期），湖南储能必将迈上一个新的台阶；湖南省内电池全产业链企业，也将借此机会飞速发展，实现弯道超车；湖南电网也将会更具柔性，整体可调能力将更强，在电力需求侧响应层面更经得起考验，逐步改变湖南“缺电力、不缺电量”的能源发展局面，这也必将推动省内新能源的快速发展，助力省内能源电力、工业的大力发展，人们更能享受优质电力带来的美好生活。
最后介绍的是储能发展思考：各位专家、同仁们，在当前我国“碳达标、碳中和”的战略发展目标下，发展风电、光伏等新能源是国家能源“十四五规划”的重要布局，储能毫无疑问是其中极为重要的一环，其发展必将迈向新的高度。
尽管如此，当下储能仍面临发展较缓、政策扶持不到位（省内储能、电价政策不明朗）、成本较高（1500-2200元/千瓦时）、产业应用不足（应用场景未细分匹配）、商业模式不清晰、经济回报性差、安全性问题突出、标准体系不健全等因素。如何促进储能行业又好又快发展，亟需从新技术突破、产业战略定位、储能价值认可、产业政策扶持等方面进行统筹规划。我想从以下几个方面提出相关思考与建议，仅作抛砖引玉，供在座的各位专家、同仁们参考；
（一）储能行业政策。我国还未形成储能技术与产业化的政策体系和价格机制，并且储能参与电力市场的价格机制也不健全，需从2个方面研究思考：
1.建立并持续完善储能参与电力市场交易类政策（“四个明确”）
（1）明确给予储能发电身份，能依照并网规程和协议发电（电池放电）
（2）明确储能可参与批发电力市场交易，短中期补偿，远期市场化交易
（3）明确储能参与电力交易市场标准，涉及储能技术参数，规模及资格要求等
（4）明确储能参与电力市场交易的监管机制及监管界限
2.发挥储能的间接激励政策
契合我国“碳达峰、碳中和”能源发展战略，推行
（1）节能环保、绿碳交易、需求侧响应等能效类政策
（2）财政税收减免政策
（二）技术路线、产品及成本。当前储能商业化应用面临着成本偏高、技术路线不够成熟等挑战。
（1）“源网荷”三侧储能核心产品功能有待专业细化。储能专用电池、BMS、PCS、EMS（3S系统及产品）等核心设备仍处在示范验证阶段。3S系统及产品的通用兼容性；储能系统容量；转换效率；使用寿命；储能系统安全性亟需创新、突破与发展。
（2）“源网荷”三侧储能典型设计有待标准化。当前阶段，“源网荷”三侧储能仍未形成典型设计，暂未形成三侧储能差异化设计，三侧造价成本差异大，易造成“劣币驱良币”等市场乱象问题。比如，由于安全标准的不同，电源侧储能成本约1600~1800元/千瓦时，电网侧储能成本2000~2400元/千瓦时，用户侧储能1300~1600元/千瓦时。
（三）商业模式及经济性。当前储能项目普遍存在建设成本高、盈利能力不足的问题，也缺乏可预期的收益吸引社会资本跟进。
（1）在新能源发电并网、电网侧应用等商业模式不清晰，投资收益渠道缺乏，项目投资回报周期长。
（2）在用户侧的储能应用，部分省份虽具备初步盈利可能性，但市场空间狭小，收益模式单一，同时受电价降低等因素影响，短时间内难以利用谷峰差获利实现盈利，项目投资风险大。
（3）辅助服务市场建设尚需完善，价格补偿机制尚未完全建立，储能项目取得电力辅助服务收益困难。
（四）标准规范。储能系统是一个复杂的体系，目前电池、飞轮、压缩空气储能、抽水蓄能等多种技术路线并存，导致
（1）消防、土地、环保、交通等部门对储能项目建设的相关审批要件缺乏认定标准；
（2）储能项目接入、并网、运行维护和安全管理方面缺乏标准。
（五）技术路线与应用场景匹配。电力系统发电、输电、配电、用电各个环节对储能技术都有需求，导致储能技术应用场景复杂、多样，每个应用场景对储能技术的能量密度、功率特性、成本、寿命、启动及响应时间等特性要求存在差异。应用场景的复杂性决定了单一储能技术无法满足电力系统对储能技术的多样需求，应重视以下几个方面的研究：
（1）研究“源网荷”三侧储能功能需求，细分相匹配的应用场景；
（2）研究网侧与荷侧储能配比阈值，以网侧为基础，荷侧补充，探索网侧储能容量和荷侧储能容量装机比例。
（3）研究源、网侧与荷侧储能共享互动，实现储能资源高效利用不闲置。比如通过储能云平台实现源网荷三侧储能的统一调度、分配。
（六）源网荷储协同发展。探索建立虚拟电厂、储能云、共享储能、电力负荷聚合商市场化运作机制，挖掘虚拟电厂、储能云、共享储能等技术在源网荷三侧的服务收益模式。
（1）对储能云平台等能源互联网关键新技术研发及应用给予资金支持，开发能够灵活调控并优化储能等分布式能源应用的系统。
（2）深入研究储能充储电量、调频调峰等电力市场交易结构与机制，设计电力系统相关辅助服务机制。
（七）其他。开展储能专业化运维，结合储能云平台等新技术、新手段，实现储能“线上+线下”运维，线下运维专业化、网格化，线上运维标准化、产品化，比如“滴滴电工等”线上模式。
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