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陈 欣，张姗姗,方小枝
(1.安徽工业经济职业技术学院，安徽 合肥 230051；
2.合肥学院，安徽 合肥 2306010)
“2030碳达峰、2060碳中和”是“人类命运共同体”“中国智慧”重要组成。构建以新能源为主体的新型电力系统是实现“双碳”目标的关键。国家能源局数据显示，2021年全国发电装机容量约23.8亿kW，其中风电和太阳能发电等新能源装机63504万kW，占比26.7%，新能源发电量突破1万亿kW·h，约占11.9%，距离2030年碳达峰目标全国装机占比50%和发电量占比22%存在巨大增长空间。展望十四五，高比例大规模新能源并网给安徽电网的电能质量、安全可靠运行、调频调峰和削峰填谷等方面带来重大挑战。在电力系统发电—电网—用户侧植入储能技术是构建以新能源为主体的新型电力系统的核心。为此，国家地方陆续出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《关于进一步完善分时电价机制的通知》《安徽省电力供应保障三年行动方案(2022—2024年)》等政策，目标直指新型储能2025年实现大规模应用，2030年实现全面市场化。在“风光火储一体化”和“源网荷储一体化”系统中，新型储能规模过大，系统经济性差；
规模过小，系统安全性和稳定性低。因此，新型储能配置质量高低将深刻影响新型电力系统的规划、运行、控制和资源配置结构。本文以安徽新型电力系统为例，分析了以新能源为主体的新型电力系统构建过程中新型储能高质量规模化配置问题，并论述了实现新型储能高质量规模化配置的方法，为电力系统改革发展提供参考。
1.1 国内外新型储能发展
储能主要是指电能的储存。新型储能主要有氢储能、压缩空气储能、电化学储能、飞轮储能等方式，但不包括抽水蓄能。《2021储能产业应用研究报告》显示，2020年全球储能累计装机容量192.2GW，同比增长3.4%，其中新型储能占比10.5%，包括电化学储能13600MW，压缩空气储能1672.8MW，飞轮储能966.2MW，氢能储能28.0MW等。2021年7月，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》制定了装机容量3000万kW以上的储能发展目标，《关于进一步完善分时电价机制的通知》要求发挥市场决定价格作用，优化分时电价机制，储能作为电力市场参与主体的身份予以明确。截至2021年10月，174项国家及地方政策出台，促进储能应用跨越式发展。2021年上半年，我国新增新型储能项目257个，同比2020年增长60%，储能规模1180万kW，增长8倍，其中百兆瓦级超大规模项目34个。目前，电化学储能是新型储能的主力，新增项目覆盖27个省，新能源电源侧装机占比大于50%[1]。2020年，我国储能市场装机规模为36.1GW，位居全球第一，其中包括电化学储能装机3272.5MW在内的新型储能装机累计占10.4%。
1.2 安徽新型储能建设情况
截至2021年12月，安徽发电装机容量数据为8465.7万kW，其中可再生能源约占35.0%。发电量数据为3044.51亿kW·h，其中风电和太阳能发电合计261.4亿kW·h，合计占8.6%。据统计，安徽电化学储能装机规模位列广东、江苏、青海之后排名第四，新能源+储能、调峰储能市场全国排名都是第二，调频储能、电网侧储能市场排名靠后(见表1)。
表1 新型储能应用统计
2019年至今，安徽新增新型储能项目情况如下：
2019年9月，我国首个1MW分布式氢能综合利用站电网调峰示范项目在六安开工，2021年8月完成运行前联调试验。2020年6月19日，淮北濉溪孙疃风电场50MW项目完成并网，安徽省“风电+电化学储能”建设模式取得历史性突破。2020年10月22日，金寨100MW/200MW电网侧+电化学储能项目正式开工，将实现源网荷协同调控。2021年9月30日，淮北谭家变电站+电化学储能项目开工，将实现“5G+源网荷储”深度融合。安徽省能源局文件显示，2021年安徽省分两批公示了4000 MW光伏项目和1166 MW风电项目，根据储能配置不低于10%的要求，将新增储能装机容量为516.6 MW。综上，安徽新型储能市场处于发力加速阶段，氢能储能布局超前未来可期，电化学储能成长较快，整体市场潜力巨大。
安徽地处长三角电力消费腹地，皖北火电集中，皖南和大别山区小水电丰富，是全国首批光伏扶贫示范省。安徽电网已建有1000kV淮南—浙北—上海特高压交流、±800kV白鹤滩—江苏特高压直流、±1100kV昌吉—古泉特高压直流[2]等百余条超高压、特高压的交直流混联体系，是国家“西电东送”、“皖电东送”和新能源消纳的“桥头堡”。安徽电网除具有全国电网“两高一低”(即新能源占比高、电力电子设备占比高、系统转换惯量低)特征外，还有具有“虚拟电厂”分散、新能源超极限消纳、输电密集通道多等新特征。
未来新型电力系统将是特高压骨干电网+智能微网组成的交直流混联系统，可用“安全高效、灵活可控、友好智能”概括。具体而言，电源侧，新能源+储能将成为发电主体；
电网侧，电网+储能是削峰填谷、调频调峰智能化供电主体；
用户侧，储能与分布式电源结合形成智能微电网，解决新能源就地消纳问题，提升供电可靠性。
3.1 新型储能规模化与电力系统稳定性冲突问题
2020年安徽新能源发电量占比为5.2%，远低于全国平均值11.0%，距离我国2025年碳达峰占比22%和2050年碳中和占比86%相去甚远。2021年安徽省非水电消纳责任权重最低值为14.0%，激励值15.4%，预计2022年最低预期值15.25%[3]。目标、考核和政策等推动安徽新能源电力快速发展，高比例新型储能降低电力系统的稳定性。
用户侧，社会能源消费结构将加速向电气化和高效化转变，到2050年电能的使用占比将达到49%。据测算，“十四五”安徽电力需求增速约7%，2024年用电负荷最高约6530万kW，若备用率12%，则电力需求将达7314万kW，现仅有4835万kW可供应，电力需求缺口驱动电源侧电力增量投资。电源侧，安徽省能源局文件显示，2022-2024年规划火电新增699万kW，电源灵活性改造400万kW(含储能120万kW)，刚性要求风电和光伏电站必须配置电化学储能比例达10%以上，煤电改造项目则要求配置20%以上的电化学储能。2021年，安徽省风电和光伏新增规模为6GW，分别为风电1GW、光伏4GW和煤电灵活性改造配置1GW[4]。皖北16家风电厂主动配置了19.5万kW的储能。电网侧要求，推动全省电化学储能建设，鼓励电网侧储能项目建设[5]。处于西电东送的安徽电网还需配置密集过境通道新型储能。综上，新型储能配置正从用户侧向电源侧、电网侧过渡，呈规模化配置趋势。规模化新型储能配置将严重影响电力系统稳定性。
电力系统稳定性与电网接入方式相关，传统火电水电厂通过同步电机接入，风电、光伏新能源均通过电力电子装置接入[6]。因电力电子器件是物理零惯量器件，会降低电网系统惯量。新能源出力随机性和波动性会导致线路无功的流向和规模频繁变化，仅靠电网无功调节不足以消除调压需求(见表2)。当新能源机组低电压穿越能力低于极限值时，任何轻微电网故障，也可能引发电源供电切除，造成重大安全事故。新能源消纳成为新型电力系统的稳定性课题。国际上，我国相应规模的新能源消纳问题尚无经验借鉴。因为我国新能源“大规模”是指千万千瓦级，欧洲是几十万千瓦级。我国“长距离”电力输送是几百上千公里，欧洲仅为一百公里左右。我国现有做法是，空间能源错配问题通过高压特高压解决，时间上电力供需错配问题则需储能解决。2020年，安徽电网虽然已实现新能源100%消纳，但已属超极限消纳，提升空间有限。安徽以燃煤火电为主，现有的响水涧、金寨、绩溪等抽水蓄能调节能力不能满足电力调节增长需求，火电调峰深度普遍不高，系统消纳能力显著不足。相反，在新型电力系统发—输—配—用环节配置新型储能(如电化学储能)则可实现多时间尺度供电，快速灵活转换，是解决大量新能源并网引起的电力平衡问题和系统稳定性风险的关键支撑技术[7]。同时确保新型储能规模化与新型电力系统稳定性融合发展是必要的。
表2 常规能源与新能源特性对比
3.2 新型储能经济性与系统电价改革难点问题
在政策推动下，新能源风电光伏发电已完成从高额补贴到平价上网的过渡，但储能成本补偿即经济性问题仍较模糊。电源侧，火电+储能组合调频调峰顶峰出力的仍然是火电机组，储能投资如何回报尚不清楚。电网侧，电网+储能组合一般是电网企业自己投资自己运营，政策规定储能成本不计入输-配-电价，即无收益。用户侧，风电光伏+储能组合主要依赖峰谷价差，峰谷价差较小，投资回报期长降低了储能经济性，也降低了投资者意愿，继而影响其规模化发展。电价上涨，有助于提高新型储能的经济性，但会对全国物价水平和经济通胀预期等产生有重大影响，国家需综合考量。
降低储能成本和探索电力价格市场化分摊机制是出路。降低储能成本不仅要考虑新能源发电成本，还应统筹电力系统消纳成本。在我国“5+2+N”电力投资格局下，储能经济性要与国家电力价格市场化改革整体联动。国家能源局提出“电网侧独立储能电站”参与分享电价和“替代性储能设施成本[8]”计入输—配—电价的政策。国家发改委发布了推广分时电价范围、拉大峰谷电价差、扩大尖峰电价上浮比例、引导用户高峰时错峰避峰和低谷时调整负荷消纳[9]储能的政策文件。安徽省能源局为电源侧储能指出与火电自建、合建共享或者购买服务的盈利方向。2021年11月，浙江省能源局制定了对年利用小时数不低于600小时调峰项目给予170～200元/千瓦·年容量补偿并逐年退坡的激励政策，同时对Kpd值>0.9的火电调频按储能容量给予20万kW/GW/月调频奖励[10]用煤量指标。此均为新型储能经济性与电力价格改革融合发展带来了启示。提高新型储能经济性必须综合考量电力系统电价改革。
3.3 新型储能安全性与电力系统可靠性要求问题
2021年4月16日，北京国轩福威斯集美大红门储能电站爆炸事故是至今我国最严重的储能安全事故，大火持续燃烧12小时，牺牲2名消防员。该电站是用户侧直流光储充一体化项目，采用25kW·h磷酸铁锂电池储能，属新型储能技术。事故说明提高储能经济性的同时不能忽视储能安全性问题。储能安全性不仅仅是技术问题更是管理问题，必须把其统筹纳入电力系统可靠性管理中来。储能技术涉及机械、控制、材料、电气和热物理等多个学科领域，电芯热稳定性能、过电、泄压、过流及漏电等都会增加储能电站事故概率。安徽电力系统已建成电压等级最高的交直流混联系统，有直流型的电源，也有交流型的电源；
有直流负荷，也有交流负荷。交流和直流耦合以及配电和用电耦合[11]都在考验电力系统的可靠性。电源侧或电网侧如果发生储能爆炸事故，轻则会直接影响到超高压特高压“西电东送、准电南送”，重则会造成华东电网解列、长三角工商企业停产和电力设备报废，甚至会造成国家骨干电网和架构重构，其后果是不可估量的。把储能安全性问题纳入新型电力系统可靠性整体构架中考量确保新型储能配置高质量是必要的。
4.1 以经济性和并网性能指标配置新型储能规模
安徽新型电力系统构建应与安徽省能源结构转型相适应。目前，安徽的能源结构是以燃煤电力为供应主力，以抽水蓄能为消纳主力，储能配置规模需置于“源—网—荷”及“技术—政策”等要素统筹考虑。储能配置规模大、并网性能强，则储能投资及运行维护成本高。相反，规模小、性能弱，则不能满足新型电力系统未来发展需要。如图1所示，“4”是指“源—网—荷”侧+技术标准决定新能源消纳的潜力；
“2”是指储能“政策引导”和“市场配置”，如电力系统接入标准和电调规定等，则决定新能源消纳潜力作用深度。
图1 安徽电网影响新能源消纳的关键因素
以安徽电网运行数据为基础，采用交直流配用电系统稳态与暂态仿真分析工具对规模化储能系统消纳新能源进行定量分析和评估，确定评价消纳水平的四个指标(见图2)。一是系统调节能力。优化电源结构及扩大备用容量是提升新能源消纳能力的基础。新能源并网需配置一定规模的灵活调节电源或储能增强调节能力。基础调节服务仍需由传统火电气电等大型可控电源提供，作为电力系统安全稳定的基石；
增量调节服务则需要通过增加用户侧虚拟电厂和源侧网侧新型储能容量完成，进而构建短时储能与长时储能互补结构，形成全时间尺度的系统调节能力[12]。二是电网输电能力。国家电网按照调节层次分为网—省—地—县网。新能源并网可选择在区域电网和上一层级电网消纳，当本层级电网根据负荷峰谷的时间差消除新能源出力波动性影响仍有备用容量时，可通过提升上一层级电网输电能力，扩大电力平衡区域范围达到提升消纳规模目的。三是并网技术性能。国家电网相继于2010年、2011年和2012年颁布并实施了《分布式能源、光伏电站和风电场接入电力系统技术标准和规定》，在电能质量、低电压穿越、电能计量、信号监控和功率控制等方面提出了并网技术及要求，新能源并网标准是电网消纳的技术极限。电网进行数字化智能化技术改造和转型升级柔性直流输电技术能提升电力系统稳定性，提升系统对新能源的消纳能力，提高输配电网可靠性和灵活性[13]。四是调度运行水平。优化现有的网—省—地—县电力运行检测与调控体系，打通发—输—变—配—用环节，提升新能源发电和终端用电的预测精准度，进而合理安排系统中不同电源的运行模式，提升电调水平有助于新能源并网消纳能力最大化。强化预测精度考核，发挥奖惩功能引导发电用电端有序接入电网，进而降低弃风率弃光率。
图2 新型储能促进新能源消纳评价过程
我们把消纳水平评价指标再具体细化为电源—电网—用户侧详细指标。电源侧明细指标有新能源发电比例、并网时序、保障利用小时数和新能源发展强度等；
电网侧明细指标有新能源装机并网率、电网负荷率、系统储能容量占比和外送电量中新能源发电量占比等；
用户侧明细指标有新能源消纳电量权重、“虚拟电厂”充放电次数、可用率、放电深度、效率及新能源汽车有序充电用户占比[14]等。在安徽电网的模拟仿真平台上，首先，逐步随机削减特定区域和应用场景下储能出力水平，分析消纳水平指标变化程度；
其次，利用熵权法定义各指标的权重，并统一指标度量，用于衡量不同储能电站对新能源消纳水平的影响；
最后，利用机器学习中的回归分析方法建立储能变化与评价度量的函数关系，根据模拟数据分析和评估储能系统促进电网中新能源消纳水平。
4.2 新型储能商业模式实现市场资源配置
政策引导+市场化是风电光伏产业发展的经验范式，同样适应于储能产业。目前，国家及地方政策中明确规定新能源+储能的配置要求，发挥市场资源配置功能，促进储能产业从政策驱动转换为市场驱动，是实现储能商业价值的关键。新型储能要实现盈利需要成本降低和电价改革支撑。在确保储能安全的前提下，通过“揭榜挂帅”方式，促进储能集成商加大研发，持续技术攻关，重点突破长时间储能技术，单次能量存储和释放可以大于4小时，发展8～10小时以上储能技术，系统能量转换效率高于90%，促进度电成本低至0.2元以下，进而实现吉瓦时级储能电站[1]。据测算，增加光伏循环次数至3500～5000和利用等效小时数至1000～2500小时，也可以实现度电成本0.2～0.35元/kW·h的目标，现行国家上网电价已为储能规模化配置提供了市场化基础。
2021年11月22日，国家电网《省间电力现货交易规则(试行)》中“统一市场、两级运作”的电力现货市场规则，将有利于激发市场主体活力促进价值发现并优化各地区资源配置，进而加快形成“统一开放、竞争有序”的电力中长期电能市场、现货电能市场和辅助服务市场。现有的储能商业模式(见图3)有电源侧储能+火电或新能源组合参与辅助服务市场，通过增加新能源电站增发电量获取收益；
电网侧通过自建或租赁储能电站赚取收益，独立储能电站参与发电被视为成为储能市场化的突破口；
用户侧以峰谷电价差套利，政府、公用事业、工商业会成为市场化驱动主力。2021年8月，安徽、浙江、四川等省开始实施大工业、一般工商业分时电价调整方案，如浙江提高大工业尖峰电价5.6分/度和高峰电价6分/度，降低大工业低谷电价6.38分/度，2024年扩展到一般工商业。拉大峰谷电价差，促进大工业和一般工商业开展风光储一体化发展有助于最先实现储能市场资源规模化配置。未来，若扩展至政府、公用事业、居民和农户则用户侧储能产业市场化配置率先完成。国家大力发展电力销售中介市场，破除电网公司垄断地位，制定电网公司仅收取输配电价、政府性基金及附加的限制政策，从而促进电源侧供给+虚拟电厂供给+用户侧需求市场形成。电力需求端和供应端可选择直接签订或由电网公司代理签订“能源管理协议”(EMC)或“售电合同”，供需双方均“以电力市场竞价所得电价为基准”每月参与市场竞争，最终实现储能规模化市场配置。
图3 新型储能商业模式市场化改革
“2030碳达峰”“2060碳中和”是事关中华民族永续发展和构建人类命运共同体[15]的“中国智慧”，发展绿色低碳的以新能源为主体的新型电力系统是关键，在电源-电网-用户侧大规模植入新型储能技术是核心。文章针对新型储能的规模化、经济性、安全性与新型电力系统的稳定性、电价改革、可靠性融合难题，建议统筹“源—网—荷”及“技术—政策—市场”等关键要素，采用系统稳态与暂态仿真分析工具，以系统调节能力、电网输电能力、并网技术性能和调度运行水平为消纳水平评价指标，再细化至电源—电网—用户侧各具体指标，利用机器学习中的回归方法进行模拟数据分析和评估确定新型储能经济规模。同时以电价市场化改革为突破口，从电源—电网—用户侧设计新型储能商业模式实现从政策引导到市场驱动的转换。电源侧大规模配置新型储能设施，传统电厂大面积大落差灵活性改造，借助资源时间的差异，开展大电网跨地域电能调度；
电网侧发挥储能独立电站供电顶峰等能力；
用户侧增强需求响应计划，引导有序用电，实施节能计划，拉大峰谷差电价，提高尖峰电价，发展电能交易中介市场。未来，供给侧新能源发电比重持续增长，需求侧用户电力消费比重快速提高，新型储能是构建以智能微网为分支和以特高压电网为骨干的交直流混联架构的新型电力系统的关键支撑。新型储能配置规模化程度和质量高低将直接影响“2030碳达峰”“2060碳中和”的战略目标的实现。
