未来新型储能应用的发展探索

张发祥

（广东佛山联创工程研究生院，广东 佛山 528000）

0 引言

活跃的市场需求推动了新能源产业的高速发展，尤其是开展新型储能应用的产品和技术竞争。在此背景下，储能产业能否通过新技术应用的突破，打造创新的电网应用模式，在快速推进布局发展中应该如何稳固企业的生存与盈利，值得我们对新型电力储能行业的深思。

1 新能源发展背景

1）国内储能建设规模。截至2021 年底，国内新增投运电力储能项目装机规模首次突破10 GW，达到10.5 GW，其中，抽水蓄能新增规模8 GW，同比增长437%；新型储能新增规模首次突破2 GW，达到2.4 GW，同比增长54%。新型储能中，锂离子电池和压缩空气均有百兆瓦级项目并网运行，特别是后者，在2021 年实现了跨越式增长，新增投运规模170 MW，接近2020 年底累计装机规模的15 倍。可见，在新型储能中，锂离子电池在国内市场中发展潜力是巨大的[1]。

2）国内储能市场走向。“双碳”是一场广泛而深刻的经济社会变革，对于能源行业既是艰巨的挑战，也是难得的机遇[2]。在这场变革中能源成为了主战场，电力是主力军，新能源是关键。2021 年可再生能源占全球新增发电装机容量超过90%。未来，可再生能源装机仍会保持较快的增长。

3）产业政策与技术积累。2022 年7 月，国家发改委、能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，这是继2017 年《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》出台后第二份针对储能发展的“顶层设计”，也是“十四五”期间储能发展的指导纲领。文件首次明确提出量化的储能发展目标，即到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，到2030 年，实现新型储能全面市场化发展。2023 年3 月，《“十四五”新型储能发展实施方案》的出台在《指导意见》的基础上进一步明确发展目标和细化重点任务，提升了规划落实的可操作性。又如，2022 年3 月发布的《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，指明“两个一体化”，即“风光储一体化”、“源网荷储一体化”是新能源项目未来的重点发展方向。能源促进人类的社会发展，首先表现为促进经济发展[3]。短期来看，政策是我国储能装机发展的主要驱动力，而系统经济性的提升才能打开中长期规模化发展的空间。因而，随着市场机制的逐步改善。储能系统经济性的拐点也在“渐行渐远”。从更长期的发展前景看，液流电池和钠离子电池有望成为锂离子电池的重要补充[4]。对于储能电池，持续时长通常也是重要考量因素。而锂离子电池要实现更长时储能，需面临产品安全和成本两大困境。目前液流电池和钠离子电池仍存在能量密度偏低、生产成本偏高、配套供应链不完善等问题，仍需技术环节的进步及商业化的探索。

2 新能源微电网关键技术及应用

国务院多次发文，鼓励支持拓展新型储能的商业模式，建立健全适应新型储能发展的市场机制，从而形成多元化售电竞争主体的开放售电市场环境。在市场变革的背景下，微电网将具备极强的灵活性和商业发展盈利方式[5]。

2.1 新能源微电网应用场景

微电网是由分布式能源、储能系统、能量转换装置、相关负荷和监控、保护装置汇集而成的小型电力发电系统，是一个能够实现自我控制、保护和管理的自控系统，既可以与公用电网并网运行，也可以独立离网运行。

1）区域（省级）。依托区域（省）级电力辅助服务、中长期和现货市场等体系建设，引入电源侧、负荷侧、独立电储能等市场主体，推动建立市场化交易用户参与承担辅助服务的市场交易机制。依托5G 等现代信息通讯及智能化技术，建立源网荷储灵活高效互动的电力运行与市场体系机制。

2）市（县）级。在重点城市开展源网荷储一体化坚强局部电网建设，提出保障电源以及自备应急电源配置方案。结合清洁取暖和清洁能源消纳工作开展市（县）级源网荷储一体化示范，研究热电联产机组、新能源电站、灵活运行电热负荷一体化运营方案。

3）园区（居民）用户级。以现代信息通讯、大数据、人工智能、储能等新技术为依托，运用“互联网+”新模式。在城市商业区、综合体、居民区，依托光伏发电、并网型微电网和充电基础设施等，开展分布式发电与电动汽车（用户储能）灵活充放电相结合的园区（居民区）级源网荷储一体化建设。在工业负荷大、新能源条件好的地区，支持分布式电源开发建设和就近接入消纳，结合增量配电网等工作，开展源网荷储一体化绿色供电园区建设。

例如共享储能电站是由第三方或厂商负责投资、运维，并作为出租方将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给目标用户的另一种商业运营模式，秉承“谁受益、谁付费”的原则向承租方收取租金。其独立性体现在可以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受位置限制。如图1 所示。

图1 配储解决方案

2.2 “源网荷储”应用

电力系统是一个需要维持瞬时平衡的系统，在传统电力系统中，主要通过发电机组的转动惯量、调频能力根据负荷的变化进行发电量调节，以实现电力平衡，即所谓的“源随荷动”。为保证电力系统安全稳定高效运行，必须加速推进源网荷储一体化和多能互补发展，保障大规模新能源顺利消纳，源网荷储一体化应运而生。

与传统电网相比，新型电力系统的电网发展将形成大电网主导、多种电网形态相融并存的格局。未来以家庭、社区、园区等不同大小的区域形成多层级微电网，解决规模化新能源与新型负荷大量接入、即插即用的问题。将传统电力系统“发-输-变-配-用”的单向过程，形成“源-网-荷-储”的一体化循环过程，提高新能源发电消纳占比。如图2 所示。

图2 源网荷储一体化示意图

3 困难及思考

1）面临困难。与传统电力系统相比，新型电力系统的供给侧、电网侧、消费侧及二次系统将发生革命性变化。具体而言，从供给侧看，能源结构将发生巨大改变，可再生能源将实现大规模开发利用，逐步取代化石能源。预计到2030 年，我国新能源在装机规模上将成为第一大电源，对电力系统供需平衡和清洁能源消纳能力提出了更高要求，需要增加电源装机的容量冗余度，并配套建设相应的灵活调节能力。

从电网侧看，将由以常规电源、单向供电为主向高比例电力电子化和新能源、双向供电的电网形态转变。随着大型风光电基地的开发，跨区送电将继续增加，需加大特高压及各级电网发展力度，提升高比例新能源外送消纳能力、多直流承载能力。另外，我国中东部地区分布式新能源大规模开发，对配电网的接入能力提出了更高要求。只有通过大电网与配电网灵活互济、协调运行，才能实现大规模新能源与电网的协调发展。

从消费侧看，将由用户侧单向用电向电能双向传输转变。多元用电负荷、分布式电源、新型储能将快速发展，负荷特性由传统的刚性用电需求、单向用电向柔性用电需求、用户电能双向传输转变，终端能源侧的电力产消者将大量出现，电力供需平衡模式由“源随荷动”向“源荷互动”转变。

2）产业思考。电力平衡理念由确定性向概率性转变。未来电力平衡工作将由确定性的“缺不缺、缺多少”逐步转向概率性的“不同概率、不同时长”。结合不同规模电力缺口的出现概率、持续时间、保障难度等多方面因素，运用创新概率化供需平衡分析方法，精准制定保供措施打牢基础。

未来随着需求增速逐步稳定、用电结构持续转型，以及新能源、储能、新型负荷等新元素的不断渗透，既要保持电网规模不断扩大、联络不断加强的“刚性”模式，还要考虑灵活、智能等“柔性”需求，实现“刚柔互济”，继续构筑能源资源大范围优化配置平台，实现源、荷、储便捷友好接入和智能协调优化控制。

虽然在能源转型和“碳中和”目标的激励下，储能行业有着理想的发展前景，但从目前市场及政策状况来看，储能产业的发展并非一马平川，在机遇面前，也将面临着来自各方面的挑战。其中氢能作为“未来能源”，储氢也是一种具有很大潜力的储能方式，氢能具有清洁、可储存、调配损耗低等特点，未来成熟的氢能技术可以使能源供应和调配方式发生很大的改变，目前储氢仍然处于技术研发和应用试点阶段，重点在于降低生产和储存成本、提高安全性等[6]。未来数十年，主要还是以电化学储能为研究方向，结合储氢、储热等各类新型储能技术的研究探索，必将拥有巨大的市场空间，一旦技术成熟，势必会在能源市场中拥有独特的发挥空间。

4 结语

1）市场的需求未达到规模化。在现有环境下，单就储能技术的成本来看，尚不能完全满足商业应用[7]。一些影响储能技术规模化市场化应用的技术瓶颈还需进一步突破，包括整机的效率、安全、可靠及循环寿命、系统响应等，因此评价一种储能技术能否长久地规模化市场化的应用，将是未来重点突破的方向。

2）关键技术待突破。在直流输电技术方面，重点开展常规直流系统适应性能提升技术、基于柔性换相换流器的直流设计技术以及大容量IGBT 器件、换流变压器等关键技术和设备研发；在二次信息系统方面，重点开展数字与能源深度融合技术、智能（DGS）调度运行控制技术等研究[8]。

新能源技术方面，当前新能源机组涉网性能不足，大量并网后系统频率调节能力显著下降，易发生暂态过电压导致的大规模脱网及连锁故障。未来，新能源需要实现从“并网”到“组网”的角色转变，亟需开展新能源发电虚拟同步控制等技术研究。同时，新能源顶峰能力不足，需研究不同时间尺度的新能源精准预测和控制技术。外送输电技术方面，大型风光电基地开发外送面临交流弱支撑问题，部分受端电网存在多直流馈入、交直流系统耦合紧密、系统连锁故障风险大等问题，需研究新能源直流外送系统的联网方式优化、受端电网优化重构技术，攻克新能源孤岛直流外送技术。新型电力系统建设，是一项国家重大战略意义的历史任务。目前在研或需要改造升级的关键技术，送端高比例新能源电力系统电压支撑能力薄弱、暂态过电压问题严重，这些问题亟需解决。