论坛 | 发挥新型储能优势 提升系统调节能力

来源：中国电力报 时间：2023-10-30 09:45

乔慧婷 吴良峥 谭忠富  

　　核心提要   

　　●利用新型储能可以替代尖峰备用，降低煤电机组的负荷尖峰备用率，提高煤电机组利用效率。

　　●在负荷密集接入、大规模新能源汇集、电压支撑能力不足等电网节点，通过合理配置储能，可以提升电网抵御突发事件和故障后恢复能力。

　　●储能基于双向互动充放电转换技术，响应电网调节需求，提升需求侧响应能力，并从电价波动中获利。

　　《“十四五”新型储能发展实施方案》指出，新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑。

　　新型储能能量密度高、技术成熟度高、安装更为便捷、不受区位限制；可以灵活放入发电侧、用户侧、电网侧，提高各环节的自平衡与自调节能力，改变了传统的“发输配供用实时平衡”的运行模式，减少不必要的备用冗余；改变了传统电力系统只能即发即用、瞬时平衡的属性，为系统提供毫秒、秒、分钟、小时、天到多天的各类时间尺度上的双向调节能力，提升电力系统对于新能源、电动汽车、空调等波动性源荷的接纳能力。

发电侧：提升辅助服务调节能力

　　发电侧电化学储能从用途看主要有煤电配储和新能源配储。

　　煤电机组需要留出一定的发电容量作为相应尖峰负荷的能力（最大负荷的2%~5%），这使得其无法达到满发状态，影响运行的经济性，利用新型储能可以替代尖峰备用，降低机组的负荷尖峰备用率，提高机组利用效率。储能可以辅助煤电机组跟踪发电计划出力，平滑发电出力波动，降低机组最低出力，提高发电顶峰出力，改善发电出力曲线，缩短机组响应时间，提高机组调节速率及调节精度。煤电容量成本回收包括容量成本补偿机制、稀缺定价机制和容量市场机制。发电备用稀缺情况下，制定的现货市场价格上限允许系统短时出现极高的价格尖峰，即以稀缺定价来回收容量成本。煤电机组配储能可以增加尖峰稀缺电价时段的功率与电量。 

　　《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》提出，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，大力推进电源侧储能项目建设，布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。多省出台政策，要求新能源场站进行配储，配置储能比例为5%~20%。《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》提出，在风电场、光伏电站发电上网关口内建设的电储能设施，其充电能力可申报为自用容量和调峰可用容量，必须服从调度指令，并按照相应方式结算；电储能设施可与发电企业自行协商签订合同，放电电量视为上网电量，按照该发电企业的上网电价结算。

电网侧：改善电网服务质量

　　新型储能既可以提供削峰填谷、容量资源、调频备用等市场化程度较高的服务，又可以提供延缓输电投资、增进电网稳定等服务。

　　《关于加快推动新型储能发展的指导意见》指出，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。在负荷密集接入、大规模新能源汇集、电压支撑能力不足等电网节点，通过合理配置储能，可以提升电网抵御突发事件和故障后恢复能力。 

　　针对突发情况或偶然事故，为保障电能质量和系统安全稳定运行，发电系统需要预留储备容量，一般为系统正常供电容量的15%~20%，最小值应等于系统中最大的发电单机容量，储能可以承担起负荷备用及事故旋转备用功能。当用电负荷超过线路容量产生线路阻塞时，将无法输送的电能进行储存，等到用电负荷小于线路容量时，储能设备再向线路放电，优化潮流分布，从而缓解输配电阻塞。在负荷短时超过设备容量的变电站、临时性负荷增加或者阶段性供电可靠性需求提高的地方，通过安装储能可以延缓或者避免输配电设备投资。跟踪系统负荷峰谷及新能源出力变化，负荷低谷期对储能电池充电，负荷高峰期将存储的电量释放，实现电力生产消纳之间的平衡，提升电网调峰能力。电网输出有功功率小于负荷需求有功时，系统频率会下降，反之则会上升，通过储能快速充放电可以提升电网调频能力。用电方用电量增大，原有的变压器已经满足不了生产需求，需要申请增加容量的，可以通过安装储能电站实现变压器动态增容。

用电侧：节约电量电费与容量电费

　　储能可以灵活在充电与放电间转换，在极端条件下作为备用电源可以保证稳定、不间断供电，避免故障修复过程中的电能中断。

　　用户在电力市场中，通过低电价时储能充电、高电价时储能放电，以能量时移实现峰谷价差套利。变压器容量在315千伏安及以上的大工业用电需要按照两部制电价进行缴费，用户通过储能系统代替变压器容量降低最高用电功率，进而节省容量电费。一些省份已经可以实现新型储能两充两放，在谷时/平时充电，在两个高峰时段放电，进而提升储能利用率，缩短成本回收周期。当电力供应紧张（或过剩）、出现时段性电力电量不足（或富裕）时，电网企业根据供需形势，邀约具有负荷调节能力的用户在约定时段主动调减（或增加）用电负荷，并给予一定补偿（补贴）；储能基于双向互动充放电转换技术，响应电网调节需求，提升需求侧响应能力，并从电价波动中获利。

　　电力负荷性质多变、设备负载非线性，电能会出现电压、电流、频率、可靠性上的偏差，储能可以进行平滑电压、频率波动，解决电压升高、骤降、闪变等问题，提高电能质量。光伏白天发电，一般夜间用户负荷较高，配置储能可以实现自发自用自储，更好地利用屋顶光伏，降低用电成本。新型储能能量密度高，放电性能好且维护简单，作为通信基站备用电源或不间断电源（UPS），为用户提供不间断供电服务，保证关键负荷用电。将不同空间的可调负荷、储能、电动汽车、分布式电源等多种可控资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易即虚拟电厂。按照电网的需求成为“正电厂”或者“负电厂”，作为“正电厂”向系统供电或控制可调负荷调峰，作为“负电厂”加大新能源消纳，配合填谷；提供电能量服务及辅助调节能力服务，并在电力市场中获得收益。（作者乔慧婷、吴良峥单位为南方电网能源发展研究院有限责任公司，谭忠富单位为华北电力大学）

　　责任编辑：江蓬新

　　校对：沈馨蕊