储能在新型电力系统的灵活调节和主动支撑能力的探讨

在新型电力系统中储能到底是一个什么样的应用定位，主要是包括两个方面，首先新型电力系统在双碳目标下面临几个挑战，我是从三个方面来看待问题。

第一，能源深度脱碳大概要发展清洁能源，新能源逐渐成为新型电力系统的装机主体、电量主体也是出力主体。

第二，这么多新能源接进来之后电力系统是否能够承载，里面会存在一个饱和效应，如果没有更新的技术发展之下，受安全和稳定的制约，里面新能源功率渗透率不宜超过50%，否则电网安全会出问题。

第三，风光能源这种强随机性和负荷能源也在不确定性发生变化和极端气候，给电力系统的电力电量也带来了挑战，多时间尺度下和空间范围内的电力供应和灵活新能源消纳是电力系统比较大的平衡问题。在这样的情况下，保供应、保安全和促消纳是新型电力系统长时间要重点关注的问题。

对每一个内涵有一个含义，保供应是什么？保安全是什么？促消纳有什么具体的含义。如果是提升电力系统的灵活资源的充裕度角度来看，这里面有两个词“灵活性调节”“充裕度”这两个的保障是应对国家能源转型，实现保供给、保安全、促消纳一种有效的方式，但是从现在这个阶段来看，尤其是碳达峰阶段，火电还是承担全电网电量主体和保供应的主体责任，它也是我们新能源开发和消纳的压舱石。但是，随着新能源的渗透率不断提高，灵活性调节资源的总量缺口和比例缺口会越来越大，高比例新能源介入之后需要高比例的灵活性资源来应对，目前所说的灵活资源有各种方式，电网侧是希望柔性输电和互联互通，用户侧是需求相应，电动汽车和虚拟电厂，电源侧希望也可调的电源和总可调的电源，储能上当然有物理形式和化学形式的电源。

这些灵活性都是未来作为增强电力系统灵活性资源重要组成部分，这些东西的灵活性调节资源的性能到底怎么样量化来看待这件事情？我们画了一个表粗略地说明这几项性能。从表中的性能来看，电化学储能表现出的灵活调节速度快、调节精准度高、四象限处理连续，场地无限制，将来数智化的水平很高。当然缺点也很清楚，不能长期额定功率性续航，从这几个数来对比。

看一下这些条件下有哪些应用场景。比如说电化学储能在快速调频场景中，由于它快和准，它在做二次调频这件事情的替代效应就非常高，比如说他相当于可以替代1.67倍的水电机组和225倍的燃煤机组的效应，而在一次调频中替代效应更高，目前来看锂离子电池里程调节成本是2.5-3.75元之间，而现在二次调频的市场报价基本上是0-15，无论是现货还是规定的，所以就有很好的应用场景。这种情况下凡是有快速调频的地方全世界都会选择用储能调频。根据实际应用来看，广东半小时续航的调频中，它的联投利用小时数可以达到8000小时，中标利用小时数是6000小时，日均充放电8次，折合成利用小时数是800小时以上。

在调峰上面分成几种技术，15分钟、1小时、2小时和6小时内调峰，这种应用中，这就是看它的度电调节成本，目前的度电调节成本下还是火电机组灵活性改造之后更好一些，大概是6分钱-1.2毛钱之间，而储能大概是4毛-5毛之间，所以在灵活性资源充裕的时段中，从经济调度的角度来看肯定是要调节成本比较低的，所以在调峰的过程中现在利用小时数还不够高。

在送受端互联网场景下，比如说卷了一个例子，这是以后一种发展的重要应用场景是沙戈荒，这里有一个案例，里面也有一个表，通过直流的总成本是这样的。这种情况下会得到一些相关的应用结论，比如说不配储能时的新能源装机比例会达到25%和两个约束条件下会达到66%，利用率不到90%和77%，配完储能的情况下有一些相关的数据，大概不配储能最后所获得的图样效果情况下，经济投入储能稍微优越一些，但是这只代表算力和不代表实际应用之间是这个数，在储能下到一定条件下，不光是做调节能量的搬移过程中储能照样有一定的价值。这是关于100%清洁能源比例案例，配置储能也不是一个天文数字，这种情况下将来具有一定的经济效益和结论。

刚才讲的是灵活性调节，另外一件事情是保安全的储能支撑，因为电力电子化之后，旋转设备备用量比较大的差价，导致电网会在高比例的情况下成为弱支撑的电网。作为电力系统的主动支撑一般认为是电压支撑、频率支撑和阻尼支撑。

根据不同的设施它参与主动支撑的能力也有一些参数的比对。从惯量常数和一次调频能力，静态无功、穿越能力及暂态支撑能力一次调峰能力和各方面进行比较，现在来看还是常规带有旋转备用的机组能力稍微好一点，而风电和光伏相对比较弱。下一步的储能发展尤其是构网型的储能发展，能够发挥到弥补原有的调节性主动支撑的资源缺失情况下，能够充当比较重要的作用。

从这个探讨来看，定量化学储能和储能的未来定位就是充当灵活性调节和主动支撑资源也面临各种各样的储能系统。我国的应用现状早上已经讲过了，我主要讲目前需要注意的问题，目前储能能够发展下去需要三个，第一是储能自身的高质量发展，第二是要运行模式，第三是市场，这三个条件要相互之间协同不能脱节太大。

应用模式市场不是太足够也不是太丰富，目前电化学储能还是有其自身的问题，存在一些风险，比如说实际寿命不达预期，我们希望能量型储能干15年甚至未来干25年，现在来看，2019年安装的很多设施事实上运行寿命很难估计它能不能做到年第二是新能源场站给之的储能预期不能达标，左边是指配套储能中间在山东运行的情况，这个运行小时数完全不在一个层面上的东西，运行小时数不足储能收益和价值回报，无论是对于储能本身还是对于新能源接入都没有达到预期的效果。

未来怎么样？未来我们看储能发展的一些趋势，第一是今天早晨刘科院士讲所有东西要便宜，各种储能技术这个东西到底能不能很便宜，便宜的基础点在哪里？比如说抽蓄压缩式空气储能够便宜是从自然禀赋所获得的地市的角度能够给它提供边际成本，后半截无论是工程再到装备，都不可能再有便宜的价值。这种储能如果能够发展一定是自然禀赋带来的边际成本。

制造业角度来讲，边际成本一定是来自规模化制造能力和创新，我们看光伏若干年前很高，现在很低，完全是通过制造化和创新来实现的，这是一个边际成本。还有一些是闲置资源的挖掘，比如说未来V2G就是利用闲置资源来看待聚合来形成的，这是对储能进行分类的分法。

从应用场景来看，不同储能从秒级、分钟级和小时级的不同应用场景来分类。从目前的产业准备情况和应用调节情况来看，未来十年虽然有很多的技术，我们从各方面因素来看还是觉得未来主体上的主要技术是我们调研的4种做得比较深，我个人观点还是看好锂电子、液流和钠离子和压缩空气储能4个方面。

我们为什么探讨这4个呢，它的边界陈本会降到什么程度，尽管锂随着碳酸锂的价格上下波对，它也有下降到天花板的哪一天，我们预计2030年锂电的成本可能会达到度电成本的一毛五的水平，寿命足够长、价格便宜，以及日历寿命基本上希望能够干25年，这种情况下一毛五是比较有意义的。

钠离子现在还在发展中，如果将来真的有发展前途，由于资源不受限制，希望2035年能不能跌到千瓦时1毛钱，和现在灵活性改造的火电有抗衡的机会。压缩空气储能和液流有可能会接近抽蓄的能力，是否真的能接近要靠技术发展。

将来市场定位中一定要考虑到价值对象，一个是对全生命周期中充分消纳新能源、推动电力电量平衡的建设的运营过程中的价值。第二个是要对本身价值的兑现。那么就有两件事情，一是市场应用模式和本身的相关的成本怎么定位的事情。

对于技术本身来看，2030年对于保供应，新型储能技术能力长时间条线还是偏弱小，2030年以后大量的季节性周期的变化需要研发低成本、规模化、长周期（100续航小时以上）的储能装备来解决长周期调节能力不足，由缓慢效应应对且幅度可以预见的变化需求，尤其是极端天气下夏季高峰时段长期保留的紧张的问题。

保安全来看，我们要第一发展高质量的电化学储能，主要是安全性和耐久性的提升。要突破全生命周期的一致性管理技术寿命管理技术和安全管理技术，围绕构网型储能技术，重点度破高压化、高过载、大容量的构网型储能机组研发和运行控制技术，2030年以后我们可能要注重新能源场站+储能的构网化，以及大容量+储能的一体化，同时基于电力电子储能之外，还要研发低成本、大容量、低损耗、高惯量的初步机型式的准备。

根据演讲嘉宾速记稿整理，未经本人审核