构建新型电力系统的基本内涵是重构能源产供储销体系，实现能源结构的转型升级。新型电力系统将呈现明显的“双高”“双低”“双波动”的特性：“双高”指高比例可再生能源的介入和高比例电力电子设备的应用；“双低”指低可控性和低转动惯量；“双波动”指供给侧和需求侧都具有波动性。

在“双碳”目标的约束下，当前系统灵活性资源难以满足大规模新能源并网后的调节需求。在此背景下，发展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，提高新型电力系统的安全水平。

储能的应用场景分析

(资料图)

构建新型电力系统的核心是在新能源大规模并网以后，如何实现和保障不同时间和空间尺度的电力电量平衡，统筹发展不同功能定位的储能是其中的关键之一。

抽水蓄能具有大规模能量吞吐能力，放电时间在小时级及以上，具有长时间尺度的电网调峰及电力平衡能力，主要解决新能源间歇性问题，提升系统调峰能力、系统安全性、特殊天气场景下电力供应保障能力，对电力系统平衡和电网安全作用明显。

以电化学储能为代表的新型储能具有精准控制、快速响应、布局灵活等特点，持续放电时间为分钟至小时级，充放电转换灵活，能够有效支撑节点电压、平抑系统频率波动，将不稳定的新能源出力转化为稳定可靠的电力供应。主要解决新能源波动性问题，提高新能源并网性能，改善电能质量，提供紧急功率支撑，实现负荷削峰填谷。

另外，氢能具备清洁高效的优势，可有效替代天然气、石油和煤炭，解决风电、光伏等可再生能源不稳定和低能量密度问题，最终实现高比例可再生能源的中长期（季节）供需平衡。随着电—氢转换技术的不断进步和成本的不断降低，氢能将有望逐步实现规模化应用。

不同储能技术特性不同，适用场景不一样，可以从时间和空间两种维度划分储能的应用场景。

1. 时间尺度

从超短期、短期、日内、多日、中长周期等时间尺度上统筹发展各类储能，可满足不同场景的调节需求。

超短期调节主要解决新能源出力快速波动且频率电压耐受能力不足的问题，提升系统一次调频能力。从调节需求与储能技术的匹配度来看，电化学储能、超级电容、飞轮储能都可用于超短期的调节。

短期调节主要是解决新能源机组短时出力的随机性和波动性带来的频率和潮流控制困难问题，可以通过配置一定比例的电化学储能实现。

日内调节主要解决风电反调峰特性加剧系统调峰压力、以及光伏在负荷晚高峰无法顶峰等问题。对日内调节需求，可以通过抽水蓄能或者大容量电化学储能解决。

多日、中长期调节主要解决新能源受极端天气的影响，在长时间尺度上出力的不确定性。目前的储能技术还不能很好地解决这个问题。在这个时间尺度上需统筹全网的所有调节资源，推动风光水火储一体化和联合优化调度，充分发挥煤电灵活性改造的作用，适当配置具有周调节功能的抽水蓄能，或在未来利用电-氢转换等方式解决。

2. 空间尺度

电源侧需注重和新能源协同优化发展。推动储能与新能源的优化发展，在新能源场站集中配置一定规模的电化学储能。应用场景有多能互补外送基地、海上风电配套储能、火储联调、系统友好型的新能源电站等。

电网侧需注重提升电力系统的安全和稳定水平。新型储能电站可发挥调频、调压、顶峰、事故备用、黑启动等功能，还可以延缓或替代输变电设备的改造和升级，优化一些电源末端和偏远地区的电网薄弱环节等。

负荷侧注重满足用户的多元化、精细化、定制化需求，包括围绕重要负荷中心、用户侧分布式供能系统、源网荷储一体化等进行布局。

我国储能发展现状与问题

2021年以来，国家出台多份支持储能发展的政策，储能行业迎来发展良机。

目前储能的发展主要存在以下问题：

1. 新型储能的技术经济性与成熟度仍有待提高

新型储能的成本与经济性问题是制约产业发展的瓶颈。目前以锂离子电池为代表的电化学储能度电成本与抽水蓄能电站相比还有一定差距。需从新型储能电池本体、系统集成等多方面入手，提高新型储能技术成熟度，解决新型储能的经济性问题。

2. 储能的市场化体制不健全，成本疏导机制不完善

储能在电力市场中的主体地位尚未完全明确，参与电力市场的准入条件、交易机制和技术标准仍不成熟，加之电力辅助服务补偿机制不完善，导致在大多数地区储能还无法以独立市场主体身份参与电力辅助服务市场。同时，电网侧储能尚不能通过输配电价疏导，新能源配储的相关政策有待进一步完善，现有商业模式获利空间有限。

3. 抽水蓄能大规模发展受建设周期、站址、环保等因素制约

抽水蓄能电站站址通常受到地理位置、地形、地质条件等多种环境因素制约，站址资源有限，开发规模受限，且抽水蓄能电站建设周期通常较长，市场化的投资收回机制尚未建立，诸多因素都制约了抽水蓄能大规模发展。

4. 新型储能大规模发展面临安全因素制约

近年来国内外共计已发生三十多起储能电站起火事故。一方面，致灾机理不清、故障诊断不准、预警不及时、灭火困难且易复燃等技术难题导致该类火灾事故防控困难；另一方面，储能安全设计、运维、评价、处置等标准不健全，储能的安全管理缺乏依据。

南方电网储能发展情况

从装机上看，抽水蓄能方面，截至2022年6月，南方五省区已投运的抽水蓄能电站共7座（含部分投运），总装机1028万千瓦。其中，粤港澳大湾区的抽水蓄能装机容量达到968万千瓦，为粤港澳大湾区打造世界清洁能源利用示范湾区提供了坚强的支撑。

“十四五”期间，南方电网公司计划建成投产广东梅蓄、阳蓄、肇庆浪江、惠州中洞，广西南宁共5座抽水蓄能电站，到2025年，全网抽水蓄能装机达到1388万千瓦，其中广东1208万千瓦、广西120万千瓦、海南60万千瓦。

电化学储能方面，截至2021年底，南方五省区累计投运电化学储能项目装机容量约851.2MW，同比增长55.4%。其中，广东省电化学储能项目装机规模819.9MW，同比增长128.4%。

2021年，南方五省区新增电化学储能装机302.2MW，同比增长3.4%。其中广东新增299.7MW，位居全国第三位（仅次于山东和江苏），广东在2019、2020年的新增投运规模为全国首位。

截至2021年底，南方五省区电源侧储能项目装机占比为75.9%，主要是由于广东火电机组调频市场活跃，其中用户侧装机占比为18.9%，电网侧装机占比为5.2%。

南方电网公司积极支持新型储能发展和应用。“十四五”期间，南方电网公司提出新增风电、光伏规模1.15亿千瓦，抽水蓄能600万千瓦，推动新能源配套储能2000万千瓦。

储能技术发展相关建议

1. 集中式储能和分布式储能结合发展

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。

2. 以数字化技术推动储能和新能源协同运行

数字化技术是支撑构建新型电力系统的关键技术。依托云计算、移动互联网、人工智能以及先进传感测量、通信信息、控制技术等现代化技术，实现源网荷储之间的高效交互，提升新型电力系统灵活性。利用物联网和区块链等数字化技术，聚合用户侧储能、电动汽车等海量可调节资源，实现“新能源+储能”“新能源+电动汽车”协调运行，促进新能源大规模并网和消纳。

一是要坚持以市场化原则推动储能行业的发展。结合电力市场建设，建立公平和完善的电力辅助服务市场机制，明确储能参与市场的主体身份，建立市场化价格机制，通过市场决定在系统中使用哪种类型的储能技术更为合适。

二是要建立系统调节成本在各类主体中的疏导机制。系统调节是电力系统中各主体的共同职责，按照“谁受益、谁承担”的原则，建立各类主体共同承担调节成本的机制。

4. 加快完善储能技术标准体系

目前储能电站的控制保护、储能电站安全管理、电站验收、调试、运行、检修等标准还有不健全之处，应尽快组织开展相关标准编制工作，为新型储能快速发展和储能电站安全运行提供保障。

5. 加大储能科技创新力度，发挥国家能源研发创新平台的引领作用

一方面，要坚持储能技术多元化，推动储能在电网中安全、高效、经济和规模化应用。另一方面，要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。

本文由eo记者潘秋杏、陈仪方根据作者在《南方能源观察》杂志社和中国化学与物理电源行业协会储能应用分会联合主办的第十二届中国国际储能大会储能与电力市场专场（暨eo圆桌）上的演讲内容整理而成，已经本人审阅。