中国储能网讯：双碳背景下，中国电力市场正在经历一场前所未有的大变革。以“安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合”为核心的新型电力系统建设正成为能源转型的重要抓手，将给电力及新能源行业带来更多机遇。

  随着“双碳”目标的提出，中国储能产业进入快速发展期，成为构建新型电力系统、建设新型能源体系的重要支撑。

  在3月10日召开的第十四届中国国际储能大会“双碳与新型电力系统暨南网储能与可再生能源”专场论坛上，多位专家、行业精英共同探讨了新型电力系统建设下储能产业的机遇与挑战。

南方电网能源发展研究院有限责任公司新能源研究所副所长杨再敏发表演讲。

电网侧新增储能装机超过电源侧

  新型电力系统建设过程中，新型储能的功能如何定位？在新型电力系统暨南网储能与可再生能源”专场论坛上，南方电网能源发展研究院有限责任公司新能源研究所副所长杨再敏在《构建新型电力系统要协调推进储能发展》的专题演讲中表示，原则上应该配在负荷需求波动大，调节能力不足的地方，源侧和负荷侧波动较大，储能配置原则应该在电源侧和负荷侧更多一些。

  从2023年的装机规模来看，过去一年，电网侧储能得到了快速发展。本届大会发布的《2024年中国新型储能产业发展白皮书》显示，2023年新增投运的新型储能项目中，电网侧新增装机规模为12.1GW/26.3GWh，占比达到56.8%；电源侧新增装机规模为 8.6GW/19.6GWh，占比约40.1%；用户侧新增装机规模为 649.6MW/1899.3MWh，占比约3.0%。

  对比2022年的装机规模，2023年电网侧储能的新增装机规模大幅度超过了电源侧储能。

  电网侧储能主要作用在于提供调峰和调频等电力辅助服务，增加电网稳定性，目前以独立储能为主，从南方几个省份独立储能发展和调用情况来看，独立储能发展势头迅猛。

南方电网公司专家委专职委员、特级战略技术专家郑耀东

  据中国南方电网公司专家委专职委员、特级战略技术专家郑耀东在大会开幕式《电池储能之南网再行动》主题报告中指出介绍，2024年春节期间，广东调用电网侧储能、新能源配套储能参与系统调峰，最大为系统提供71万千瓦削峰填谷能力，累计充电电量478万千瓦时，放电电量433万千瓦时；调用电网侧储能、电源侧储能参与系统调频，一次调频功能全时段投入，最大为系统提供63万千瓦一次调频能力。

  广西新型储能累计充电电量为988.8万千瓦时，放电电量840万千瓦时。单日最大充电功率62.5万千瓦，最大充电电量163.3万千瓦时。主要调用的储能类型为电网侧独立储能。

  贵州新型储能共调用126次（充、放电各126次）、平均每天调用16次、最高日调用24次，平均1.05次/天/项目。

  值得关注的是，贵州省独立储能发展在2023年“一鸣惊人”。

贵州电网电科院副总工程师文贤馗。

  贵州电网电科院副总工程师文贤馗在《贵州新型储能的应用和实践》的演讲中介绍，到2023年12月30日，贵州省15个独立储能的示范项目全部并网，贵州储能达到1.95GW/3.9GWH，成为南方五省区规模最大的电化学储能基地，也是全国的第六位。

  文贤馗介绍，去年，贵州省能源局发布了多项储能的政策，参与电网电力市场交易。

  包括，具有法人资格的新型储能项目可转为独立储能；针对15个独立储能示范项目给予容量奖励、电价政策、优先调度和资金支持，其中容量政策可按装机容量1.4倍向风电和光伏项目提供租赁；分时段结算，由此产生的差额按月由工商业用户进行分摊，同时要求电网年调度放电次数不低于300次。

新型储能最终价值体现是现货市场

浙江大学兼职教授、国家能源局科技司原副司长刘亚芳

  “新型储能最终发现价值一定是在现货市场”，论坛上，浙江大学兼职教授、国家能源局科技司原副司长刘亚芳谈到储能的实现价值时表示。

  也有专家在该场论坛的圆桌对话上也持相同观点，认为，新型储能在新型电力系统当中的实践价值途径无非是两个，一个是参与现货市场，一个是参与调频市场。

  杨再敏认为，如果现货市场比较完善，新型储能配置应该配在峰谷电价差最大的地方。现在有很多机制，包括容量电价、新能源配储、租赁、共享储能等机制，都是在市场机制没有完善前的过渡机制，未来需要完善现货市场机制。

  《2024年中国新型储能产业发展白皮书》指出，现货市场方面，目前新型储能市场准入门槛为 5-20MW/2-4 小时，部分现货市场峰谷最大价差超过 1 元 /kWh，新型储能峰谷电价套利存在盈利空间。

  《白皮书》也指出了储能在商业模式方面面临的问题和挑战。

  对于电网侧储能，尽管中长期、现货、辅助服务、需求侧响应等电力市场政策的逐步健全，但大多数地区当前现货价差较小，部分省份推出了储能容量补偿相关政策，但补偿力度偏小或补偿周期短，难以构成长期稳定收益。

  在电源测，新能源配储项目投建后的储能设施利用率低，难以有效改善配套新能源电站的收益水平。

  在用户侧，浙江、广东、江苏三省峰谷价差大、补贴力度强，用户侧储能投运规模大，但其它地区综合收益不高，用户安装储能项目意愿不强。

沈阳微控飞轮技术股份有限公司副总裁陈烨

  沈阳微控飞轮技术股份有限公司副总裁陈烨在《独立调频电站在新型电力系统中的作用初探》的演讲中指出，独立储能如何参与调频辅助市场支持政策需要优化。

  《白皮书》也建议，随着电力市场的推进，新型储能的商业模式和运行方式也发生深刻变化，例如熟悉新能源侧配建储能转变为独立储能在政策、技术和电力市场规则上的要求；在电力现货市场中如何理解市场运行规则，提高电价预测精度。

  新型储能建设运营单位应在变化的电力市场中拥抱变化，加深对电力市场的理解，充分发挥新型储能对电力系统的支撑作用，通过提供多元化的服务获取合理收益。

国家发改委价格成本和认证中心处长赵宏

  另外，国家发改委价格成本和认证中心处长赵宏在大会开幕式的主题报告《储能在新型电力系统中功能定位与价格形成机制》中建议，明确电力辅助服务中长期市场和现货市场的价格机制；针对不同辅助服务类型如调峰、一次调频、二次调频、容量备用等设定相应的技术准入指标，制定合理的价格上限标准，以促进储能资源开发利用和储能产业健康发展。

储能成本还有很大下降空间

  关于储能成本，《白皮书》显示，2023 年全球储能项目完成成本中，交钥匙工程成本在 135-580 美元 /kWh 范围内，其中 4 小时系统的全球平均成本为 263 美元 /kWh，比 2022 年下降约 24%。

  中国交钥匙工程储能项目成本区间为 135-268 元 /kWh，平均成本为 187 美元 /kWh（汇率折算为 1.34 元 / Wh，对应的功率造价约为 0.67 元 /W），比欧洲低 43%，比美国低 50%。

  招投标情况来看，由于电池级碳酸锂的价格不断下跌，储能项目中标价格持续下跌，储能系统均价持与 2023 年初相比接近腰斩，甚至出现 0.6 元 /Wh 报价。

  《白皮书》预测，未来，随着储能技术的不断发展以及储能矿产资源的回收利用，储能系统成本将不断降低。预计至 2030 年，全球平均储能成本将降为 179 美元 /kWh（2 小时系统交钥匙工程成本）。

  杨再敏则认为，新型储能成本首先要对标抽搐成本，新型储能的成本虽然下降比较快，但还是比较高，如果能够降到抽蓄成本以下，抽蓄发展战略可能需要做一定的调整。另外，新型储能还要对标新能源发电成本、火电成本、电网电价成本等。

  杨再敏表示，总的来说，现在储能成本还有很大下降空间，可以根据技术和经济的变化来优化调整我们的战略。

电动汽车作为储能比固定式储能有更大的潜力和空间

  2021年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《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》中首次提出了“源网荷储一体化”概念。

  该模式通过源源互补、源网协调、网荷互动、网储互动和源荷互动等多种交互形式，更经济、更高效、更安全地提高电力系统功率动态平衡能力，是构建新型电力系统的重要发展路径。

深圳供电局电力科学研究院院长李艳

  论坛上，深圳供电局电力科学研究院院长李艳在《城市电网源网荷储互动的探索与实践》的演讲中指出，近年来电网企业成为多方主体矛盾的焦点，源网荷储互动是化解多元用电需求持续快速发展与配电网发展不平衡矛盾的关键技术，尤其是在一些城市电网的建成区。

  目前，深圳公交车、出租车，网约车已经全部电动化，也在建设超充之城，这就使得局部电网过载问题比较突出，同时也要解决充电难和里程焦虑问题，因此，深圳对于源网荷储需求比较强烈。

  李艳重点介绍了源网荷储互动两个重要场景，其中就包括了车网互动。

  今年1月，国家发改委等部门联合发布《关于加强新能源汽车与电网融合互动的实施意见》，提出了车网互动的中长期发展目标，即到2025年，车网互动技术标准体系初步建成。

  同时，《意见》明确车网互动包括智能有序充电、双向充放电等形式，车网互动可参与削峰填谷、虚拟电厂、聚合交易等应用场景。

  《意见》还提出，将初步在长三角、珠三角、京津冀鲁、川渝等条件相对成熟的地区开展车网互动规范化试点示范，力争2025年底前建成5个以上示范城市以及50个以上双向放电示范项目，形成可复制、可推广的建设经验。

  对于新能源全产业链来说，《意见》的发布意味着车网融合互动发展迎来了政策东风，有序充电、V2G双向充放电、光储充等新形态、新模式的发展将进一步提速。

海南电网有限责任公司电力科学研究院智能电网所所长庞松岭

  对于此议题，海南电网有限责任公司电力科学研究院智能电网所所长庞松岭在《电动汽车移动式储能与电网协调控制技术探索及应用》的演讲中表示，储能动力电车的循环次数、电容量密度、车载电池容量、成本等，都已经奠定了车网互动的基础。

  他指出，从实际情况看，电池空闲率每天达到22小时以上，充电设施利用率不足25%，这说明基础设备还没有完全发挥作用。

  李艳认为，车网互动，基础是要满足这些各方诉求，电网诉求是要保证电网的安全稳定用电，场站在意的是多类型市场和套利，车企是观望群体，在意的是成本端，电池的质保问题，另外充电便捷，不要有里程焦虑。

  基于以上的需求，李艳表示，车网互动要突破几个关键技术瓶颈。

  首先是关于用户管理，要精准描述它参与车网互动的行为；其次是场站调控，市场调控，信息安全；还有车网互动能否获利，主要还是靠资源与市场的匹配，目前从量价模型做的市场分析来看，未来新能源充电场获利来源60%来自于现货市场，25%来源于需求侧响应，8%来源于旋转备用，4%是来自其他。最赚钱的是公交车，其次是物流车，再就是私家车，出租车，网约车。

  庞松岭也认为，对于车网互动，人们经常会关心两个问题，一个是电池寿命的问题，另一个是充电安全的问题。现在有很多电力厂家也在利用电池高频双向脉冲动力方式来改善电池的电原理，来增加电池的寿命。

  庞松岭表示，随着电动汽车数量的增加，电动汽车作为储能，以后比固定式储能会有更大的潜力和空间，要提前做好准备，为这些大容量的移动式的电动汽车储能并网做好更充分的准备。

  本场论坛圆桌对话环节，也有专家呼吁，针对车网互动的V2G标准能否统一、超充站、直流桩能否进入地下室需要进一步明确。

南网储能科研院新型储能技术研究所副所长李毓烜发表演讲

发生电化学储能火灾原因主要有四个

  储能安全是构建新型电力系统的重要一环，在分论坛上，南网储能科研院新型储能技术研究所副所长李毓烜在专题演讲《电化学储能电站火灾风险与设计标准修订》中指出，电化学储能火灾发生的原因主要有四个：第一，锂离子电池本身热失控。因为质量缺陷，机械损伤，外部断路导致热失控，而且在单个锂离子电池着火没有及时热阻隔情况下，导致整个模组蔓延到其他电池簇，进而导致电站发生火灾或者爆炸。

  第二，储能系统本身电器存在一些故障，储能电站里面有很多的导线和电路板等等，这就很容易导致一些电器火灾发生。

  第三、系统运行监控和保护不足，比如特斯拉澳大利亚的储能项目发生的火灾事故，是因为在调试过程中并没有将检测和保护系统即时系统起来。

  运维管理不足，比如韩国发生的几起海边储能电站事故，是由于维护不善导致储能系统的绝缘性能降低。

  李毓烜介绍，国内对于电化学储能电站的设计最早的规范发表于2014年，当时储能电站发展还处于起步阶段，因为技术局限性，导致了一些危险性定性偏低。

  “我们正在修编的标准已经在去年底完成了国家标准的报批，今年会发布。标准重点对于电化学储能电站按照方法条款进行调整，主要是对火灾危险性进行重新划分。”李毓烜说。

  实际上，我国的新型储能标准体系建设在2023年取得了重要进展。

  根据国家标准化管理委员会和国家能源局2023年2月5日联合发布《新型储能标准体系建设指南》，2023 年国内制修订新型储能重点标准100 项以上。

  其中，制修订设计规范、安全规程、施工及验收等储能电站标准，开展储能电站安全标准、应急管理、消防等标准预研，尽快建立完善安全标准体系。

  跟踪储能产业技术发展动态，开展新型储能关键设备技术要求、检测标准制修订。

  根据新型储能与风电、光伏和火电等电源联合运行、电网安全稳定运行、用户侧储能配置需要，开展多种新型储能产业链关键环节标准制修订。

  结合新型电力系统建设需求，初步形成新型储能标准体系，基本能够支撑新型储能行业商业化发展

云南电网有限责任公司电力科学研究院技术专家郑欣

氢储能参与到电力系统中必然是实现电氢融合发展

  相比于当前电化学储能等火热的发展势头，氢能具有长时间储能优势和广泛应用场景，也将成为构建新型电力系统的重要助力。国家能源局2023年7月发布的《新型电力系统发展蓝皮书》提出，推动可再生能源制氢，着力突破大容量、低成本、高效率电氢转换技术装备，开展大规模氢能制备和综合利用示范应用。

  在未来的新型电力系统中，氢能将扮演什么角色？

  在分论坛双碳与新型电力系统暨南网储能与可再生能源专场，云南电网有限责任公司电力科学研究院技术专家郑欣在《氢能在可再生能源存储和综合利用中的应用》的演讲中指出，储能更适合长周期、大规模的储能调节方式，和蓄热和液流电池相似。

  他指出，氢能的利用目前主流的技术，一个是燃料电池发电，一个是氢内燃机，这两种技术无论哪一种，到电的转化效率来说并不高，在40-60%之间。热电联动或者以此为基础的冷热电联动技术是氢储能发展必须突破和广泛应用的技术。

  未来，氢能将在两个方向应用，一是分布式可再生能源为基础的氢能综合系统。最大的优势有可能不依赖电网平衡能力，直接把可再生能源转化和储存起来，同时可以通过化学储能方式转化为其他燃料和其他能源形式。

  另外，氢能作为一个储能系统参与到电力系统中，必然是实现电氢融合的发展。这样，系统化可再生能源发电，直接转化为氢能，通过以氢能来实现可再生消纳，完成年度电量调节。