摘要：在碳达峰、碳中和双碳目标愿景下，国家发改委、国家能源局及各省市发改委、能源局相继发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》《“十四五”新型储能的发展规划》等重要文件，新型储能规划建设由此展开。经推算，到2025年新型储能装机规模将达30GW以上，其中新能源配储将占储能市场规模的45%。本文将从新能源配储的必要性和所起到的作用等方面开展论述。

关键词：新型储能；电化学储能；风电装机

1新型储能的发展背景

“双碳”目标下，我国正在建设含高比例新能源的新型电力系统，以风/光为主的新能源加速发展，当前，已经暴露出电力紧缺和弃风限电双重风险并存趋势。新能源主要以波动、随机的风/光为主，2022年我国新能源新增装机达1.25亿kW，占全国新增发电机组的63%，已成为我国电力新增装机的主体。2023年4月12日，国家能源局发布关于印发《2023年能源工作指导意见》的通知。其中明确，2023年风光发电量占全社会用电量的比重达到15.3%，风光装机增加1.6亿kW左右，风光发电能力已成为我国新增发电量的主体之一。与此同时，我国电力紧缺与弃风限电风险并存。在此背景下，储能将成为建设高比例新能源供给消纳体系、提高电网柔性和灵活性的关键应用技术。

2新能源配置储能的必要性

在新能源发展之初，装机容量较火电相比极少，电力系统通过常规电源的调节可以消纳新能源，调峰问题表现的不明显。随着新能源并网比例的不断增加，由于新能源出力的随机性、波动性和阶段性反调峰特性，系统净负荷波动性加大、谷峰差加大、随机性加大、谷峰切换速度加大，对调峰资源的规模、调峰能力、响应速度、爬坡速度提出了更高的要求，仅仅依靠火电等常规电源来实现电力平衡已经不太现实。而且，在电力系统新能源装机占比不断上升的同时，火电、核电等可靠性电源占比却逐步降低，叠加极端气候对水电出力的影响，大大削弱供给侧响应与调节能力。供给侧负荷调节需求必须依靠清洁高效的储能装机弥补。除满足调节需求外，储能对于电网的电力传输与安全很有帮助，还能起到减缓电网阻塞、提供备用和黑启动等作用。对于发电侧，储能能够起到平滑新能源波动、提高新能源消纳的作用。而负荷侧的储能装机，能够大大提升负荷侧的自我平衡能力和响应能力。因此，储能的规模化发展可推动解决新能源发电随机性、波动性、季节性、不均衡性带来的系统平衡问题，是建设高比例新能源供给消纳体系、提高电网柔性和灵活性的关键技术。

3风光等新能源规模应用面临的痛点及配置储能的优势

风电、光伏应用面临的痛点主要包括：一是输出功率的频繁变化造成电网电压波动、闪变和频率波动等；二是风光出力难以控制，可调节性有限；三是可再生能源出力不稳定需配置备用电源和电网通道容量，增加成本；四是出力和用电负荷峰谷不匹配，造成弃风限电。

新能源配储的优势主要体现在4个方面：一是可动态吸收并储存来自发电侧或电网的电能，减轻因电压波动、闪变等对电网造成的影响，在需要时释放，从而改变电能生产、输送和使用同步完成的模式，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”；二是缓解局部因输电通道受阻引发的弃电或因电网调频调峰能力不足引发的限电，增强电网可调节性；三是储能系统可平衡可再生能源出力，满足新能源并网后面临的各项考核；四是储能充电模式可采用峰发谷存模式，缓解弃风限电的同时，可为电网提供调频调峰等辅助服务和提供应急供电等。

4新能源配置储能的控制策略及盈利模式介绍

新能源控制策略：一是根据政策规定和收益确定储能类型和控制目标；二是合理设置储能控制动作优先级，优先保障电网需求和单位电量收益最大化；三是储能SOC应始终保留有充放电余地；四是积极促进储能和新能源的协调控制。

对应的盈利模式：一是降低限电量获得收益；二是降低一次调频、出力波动、风功率预测偏差引起的考核；三是二次调频辅助服务收益和调峰辅助服务收益。还可通过实现黑启动、调压等服务获得收益。

5新型储能种类及成本介绍

截止2021年底，全球已投运储能项目中，抽水蓄能装机规模约195.3GW，占比首次低于90%。新型储能累计装机规模3000万kW，同比增长67.7%，其中锂离子电池装机2300万kW·h，占主导地位。2022年我国储能累计装机功率约56.9GW，其中抽水蓄能累计装机功率约为45.1GW，占储能装机总量的79.3%，新型储能累计装机功率约为11.2GW，占储能装机总量的19.8%。在新型储能装机中，锂离子电池占比最高，接近90.7%，压缩空气占比为1.9%，飞轮储能占比为0.3%，铅酸电池占比为0.8%，液流电池占比为3.5%。新型储能主流种类目前主要有以下3种。

5.1飞轮储能

目前处于发展阶段，商业化应用有待进一步挖掘。飞轮储能是通过电能将放在真空外壳内的转子加速，从而将电能转化为动能的形式存储起来，利用大转轮所储存的惯性能量存储电能。飞轮储能具有响应时间快、功率密度高、不受充放电次数限制、绿色无污染等特点，非常适合快速大功率充放电应用场合。飞轮储能的响应时间可达到毫秒级，单机功率可达2000~3000kW，可实现储能0.5~100kWh，且没有化学储能充放电次数限制。其缺点是成本较高，能量密度较低、储能容量小、安全性有待进一步提高。

飞轮储能技术主要应用于新能源配储的调频功能，但因其成本、转换率、使用寿命、安全性影响，商业化应用场景还未完全建立，多为试点项目。但从长远来看，飞轮储能未来市场需求较为广阔，随着大规模新能源项目并网，电网频率的波动性会随之增大，电网对类似飞轮储能这种短时高频的储能技术需求会越来越迫切。目前飞轮储能使用的飞轮及磁悬浮轴承价格较高，投资成本在10~15元/W，高于其他储能方式。

5.2压缩空气储能

压缩空气储能系统是以高压空气压力作为能量介质存储，在需要调用时通过高压空气膨胀做功来发电的系统。压缩空气储能的储能量级可与抽水蓄能相媲美，功率可达百兆瓦级，且建设周期较短，一般只需要12~18个月。形式主要有传统压缩空气储能系统、带储热装置的压缩空气储能系统、液气压缩储能系统。和传统的电池技术相比，压缩空气储能技术的压力容器的寿命更长，毒性更低，成本更低，可以长时间存储能量并且只需要很少的维护。目前，压缩空气储能投资成本在5~6元/Wh；度电成本约为0.45~0.5元/kWh，度电成本明显低于电化学储能。

此外，压缩空气储能在电源侧应用主要与光伏、风电相结合，构成风储或光伏一体化系统，提升新能源发电消纳率，但目前尚未有新能源侧大型压缩空气储能投运，主要存在21个问题：一是三北沙戈荒等重点大型风光基地一般没有盐穴等地下储气资源，需采用人工硐室进行储气，导致储气成本和施工周期增加。二是压缩空气储能响应尺度与风电波动性的匹配有待于进一步研究，一方面需进一步拓展CAES宽负荷、变工况运行特性；另一方面需要研究CAES与电池、飞轮等混合储能系统的可行性和经济性。

5.3电化学储能

电化学储能是指利用化学元素做储能介质，伴随储能介质的化学反应进行充放电过程。主要包括液流电池、钠硫电池、锂离子电池等。

5.4液流电池

液流电池储能是利用液态活性物质在离子交换膜进行氧化还原反应，由电堆单元、电解液、电解液存储供给单元以及管理控制单元等部门组成，液流电池储能电解液基质采用水性溶液，使用过程中没有固相反应，因此不存在起火、爆炸等风险，具有安全稳定、容量高、循环寿命长、容易回收等特点。液流电池根据电极活性物质不同，可分为全钒、锌镍、锌铁、铁铬等体系。其中，全钒液流电池应用较为成熟。液流电池相比其他储能电池，具有设计灵活、性能好、电池使用寿命长的特点，可用作削峰填谷、调频，能够满足大规模储能要求。电解质溶液容易再生循环使用、选址自由度大、安全性高、能量效率高、启动速度快等优点。液流电池的缺点是电池能量密度小、电池对环境温度要求高、价格贵、系统复杂。系统造价可达3.5~4元/Wh。

5.5钠硫电池

钠硫电池储能，是一种以金属钠为负极、硫为正极、陶瓷管为电解质隔膜的二次电池。在一定的工作温度下，钠离子透过电解质隔膜与硫之间发生的可逆反应，形成能量的释放和储存。其具有比能量高和可大电流高功率放电的特点。钠硫电池理论的比能量为760Wh/Kg，实际已大于150Wh/Kg，且随着科学界不断地研究深入，其实际比能量一直在直线上升，这也让钠硫电池很有可能成为主流的储能电池。钠硫电池的放电电流密度为200~300mA/cm2，并且可以在瞬间释放出其3倍的固有能量，同时，钠硫电池也支持大功率充放电，电池所采用的固体电解质，也不会像液态电解质一样会有自放电和副反应，所以钠硫电池的充放电效率也很高，循环次数高达2500次以上。钠硫电池的缺点是对工作环境要求苛刻，300℃方能启动，如果发生短路故障，温度会高达2000℃，因此对技术有着极高的要求。由于硫和硫化物具有极强的腐蚀性，所以需要用到昂贵的抗腐蚀电极材料，电池的整体生产成本较高，达12元/Wh。钠硫储能电池国外应用较多，国内未能大规模推广。

5.6锂电池

锂离子电池是指分别用2个能可逆的嵌入与脱嵌锂离子的化合物作为正负极构成的电池。按锂电池材料分，可分为钴酸锂电池、锰酸锂电池、磷酸铁锂电池等，其中磷酸铁锂电池的应用范围较为广泛。锂电池能量比较高，具有高存储能量密度，还具备使用寿命长、额定电压高、高功率承受力优、自放电率低、高低温适应性强、重量较轻等优点。其缺点主要集中在安全性较差，锂离子电池不能大电流放电，有存在爆炸的风险，电能自损耗大，在不使用的状态下存储一段时间后，其部分容量会永久性丧失。目前，锂离子电池储能系统的投资成本为1.3~1.7元/Wh。

6安科瑞Acrel-2000MG微电网能量管理系统

6.1概述

Acrel-2000MG储能能量管理系统是安科瑞专门针对工商业储能电站研制的本地化能量管理系统，可实现了储能电站的数据采集、数据处理、数据存储、数据查询与分析、可视化监控、报警管理、统计报表、策略管理、历史曲线等功能。其中策略管理，支持多种控制策略选择，包含计划曲线、削峰填谷、需量控制、防逆流等。该系统不仅可以实现下级各储能单元的统一监控和管理，还可以实现与上级调度系统和云平台的数据通讯与交互，既能接受上级调度指令，又可以满足远程监控与运维，确保储能系统安全、稳定、可靠、经济运行。

6.2应用场景

适用于工商业储能电站、新能源配储电站。

6.3系统结构

6.4系统功能

（1）实时监管

对微电网的运行进行实时监管，包含市电、光伏、风电、储能、充电桩及用电负荷，同时也包括收益数据、天气状况、节能减排等信息。

（2）智能监控

对系统环境、光伏组件、光伏逆变器、风电控制逆变一体机、储能电池、储能变流器、用电设备等进行实时监测，掌握微电网系统的运行状况。

（3）功率预测

对分布式发电系统进行短期、超短期发电功率预测，并展示合格率及误差分析。

（4）电能质量

实现整个微电网系统范围内的电能质量和电能可靠性状况进行持续性的监测。如电压谐波、电压闪变、电压不平衡等稳态数据和电压暂升/暂降、电压中断暂态数据进行监测分析及录波展示，并对电压、电流瞬变进行监测。

（5）可视化运行

实现微电网无人值守，实现数字化、智能化、便捷化管理;对重要负荷与设备进行不间断监控。

（6）优化控制

通过分析历史用电数据、天气条件对负荷进行功率预测，并结合分布式电源出力与储能状态，实现经济优化调度，以降低尖峰或者高峰时刻的用电量，降低企业综合用电成本。

（7）收益分析

用户可以查看光伏、储能、充电桩三部分的每天电量和收益数据，同时可以切换年报查看每个月的电量和收益。

（8）能源分析

通过分析光伏、风电、储能设备的发电效率、转化效率，用于评估设备性能与状态。

（9）策略配置

微电网配置主要对微电网系统组成、基础参数、运行策略及统计值进行设置。其中策略包含计划曲线、削峰填谷、需量控制、新能源消纳、逆功率控制等。

7硬件及其配套产品

8对于储能发展的相关建议

8.1丰富储能应用场景，使新型储能多元化健康发展

根据储能应用特点及发展阶段各有不同，储能应用场景逐步呈现出多样化和多元化发展。根据不同储能时长的需求，储能的应用场景可以分为容量型（≥4h）、能量型（约1~2h）、功率型（≤30min）和备用型（≥15min）4类。根据储能时长要求的不同进行储能类型划分，有助于推进以市场应用为导向的技术开发思路，使不同储能技术在各自适用的场景中发挥独特的性能优势。

8.2不断完善新型储能技术产业的顶层设计

近年来，国家出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《新型储能项目管理规范（暂行）》《“十四五”新型储能发展实施方案》《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》等一系列政策文件，始终坚持市场主导、政策驱动，强调统筹规划、多元发展，鼓励创新示范、先行先试。但同时，新型储能产业的顶层设计扔有优化和改进空间。未来，随着新型储能产业政策体系逐步完善和市场环境不断优化，将会推动新型储能产业的快速成熟和发展。

8.3加快分类制定国内新型储能行业标准

近几年，国家正在逐步规范和完善针对新型储能的行业标准，主要包括设计、安装、运维、安全保护和消防设计等，以及后期回收处置等标准。但在重力储能、压缩空气储能、飞轮储能、液流电池、钠离子电池等细分领域的相关标准，并未完全做到细分。建议通过完善的新型储能各标准体系建设，建立各型储能产品的高安全、高标准、高品质体系建立，推动国内相关企业提高产品兼容性和环境适应性，助力国内储能企业与国际接轨并取得显著突破。

8.4加快建立健全容量电价调控补偿机制

通过合理的电价调控机制和补偿机制扶持新型储能市场规模化、可持续化发展。2021年8月，浙江省发改委发布了《关于开展新型储能设施示范应用的实施意见(征求意见稿)》，在全国范围内首次提出了给予调峰型储能项目容量补偿，暂定补偿期3年，补偿费用逐年退坡，分别为200元/kW·年、180元/kW·年、170元/kW·年。随后，虽然在各地陆续出台的储能发展规划中都对容量电价有所提及，但具体的补偿额度及补偿机制都未明确。容量电价对于保障储能电站获取合理、持续的收益至关重要，如有细则政策出台，势必会扭转目前主要依靠新能源场站租赁储能容量，由新能源发电企业为储能电站买单的不合理局面，以更合理的价格机制促进储能电站的长效持续发展。加快研究建立储能电站容量电价机制，或将促进各地配套政策出台。建议通过合理的电价调控、补偿机制扶持新型储能技术开拓更为可观的新型电力市场。