7月9-10日，由中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會聯合江蘇省電機工程學會、國網江蘇省電力公司電力科學研究院、國網四川綜合能源服務有限公司、國網浙江綜合能源服務有限公司、中國能源建設集團江蘇省電力設計院有限公司、中國科學院電工研究所儲能技術組等單位共同主辦的“第五屆全國電網側暨用戶側儲能技術應用高層研討會”在江蘇南通文峰酒店召開。

在本次會議上，國網湖南綜合能源服務有限公司儲能事業部項目經理丁春分享了主題報告《湖南電網側儲能建設及運行思考》。現在，小編經過授權，將演講內容整理如下：


丁春：尊敬的各位專家，各位同仁，各位嘉賓，大家上午好！我是丁春，來自國網湖南綜合能源服務有限公司，今天很榮幸在此和大家分享湖南電網側儲能建設與運行思考的相關情況。我將從1）建設背景、2）湖南電網側儲能建設及運行情況、3）儲能發展思考三個方面開展介紹：

首先介紹的是建設背景，湖南電網峰谷差較大（56%及以上），且呈快速增長趨勢，近年來在國網各省級電網公司中排名第一，建設電化學儲能電站主要是為了統籌解決湖南能源電力系統的諸多問題。在電源側，湖南清潔能源占比高（53%），在中東部地區第一、全國第四，但水電調節性能差、風電具有反調峰特效，發電季節性強、調節能力不足，清潔能源消納困難。在電網側，典型的大直流、小受端電網，負荷中心電網薄弱、缺乏電源支撐，安全穩定問題突出，尤其祁韶特高壓直流送湘能力受限，季節性電力供應緊張。在用戶側，湖南非工業用電占比高（58%），僅次于北京，用電季節性強，峰谷差率全國最大，夏季、冬季用電難以保證。電化學儲能電站，具有建設周期短、反應速度快、調節性能好、性價比高的優勢，可以增加電力供應能力、促進清潔能源消納、提高電網安全穩定水平，提升能源電力系統效率效益，可以相對降低用電成本。

接下來介紹的是湖南電化學儲能站建設及運行情況：自2018年以來，我公司連續開展了長沙一期和湖南二期兩期電化學儲能站示范工程的投資、建設、運營，以及運行維護。兩期儲能站總規模120兆瓦/240兆瓦時，其中長沙一期電池儲能站（60兆瓦/120兆瓦時）于2019年4月正式并網運行，湖南二期電池儲能站（60兆瓦/120兆瓦時）于今年6月全部并網試運行。

整體而言，長沙一期儲能站保持平穩運行，累計不間斷安全運行達740天，按照每天“兩充兩放”的充放電模式統一納入湖南省調度控制中心調度運行。兩充兩放，第一次充電是在凌晨的3點到5點30分，第一次放電在中午的11點至12點30分，第二次充電在下午的3點至4點30分，第二次放電晚上的7點至9點30分，大家可以看到充電的時間是我們用電的低峰期，放電的時間是用電的高峰期。

長沙一期電化學儲能站在電力系統主要發揮三類作用：

一是參與電網調峰，儲能站在電力高峰時段進行電池放電，提升電力供應能力，解決區域電網局部供電“卡脖子”問題，最優化電力能源配置，截至2021年7月，一期儲能累計參與電網“移峰填谷”10920萬千瓦。

二是助力風電等新能源夜間消納，降低新能源棄電率。截至2021年7月，長沙一期儲能累計在電網低谷負荷時段消納我省新能源電量8700萬千瓦時。

三是響應電力系統調頻、調峰、調壓等需求，參與省內電力輔助服務市場，并做為當前電力需求側響應的重要支撐。從2020年5月參與省內電力輔助服務市場試運行以來，截至2021年3月正式結算，長沙一期儲能持續穩定響應900余次，響應速度均達到了毫秒級，因此無論是在電源側、電網側調峰調頻，還是在負荷側調峰調壓、電能質量治理，都發揮了良好的需求側響應。

鑒于長沙一期電化學儲能站在電力系統中發揮的三類作用：（1）電網側有效調節電網負荷峰谷差（“移峰填谷”）；

（2）電源側促進可再生能源消納；

（3）電力輔助服務和需求側響應

國網湖南綜合能源服務有限公司開展了相適應的電池儲能商業運營模式探索、研究及應用；（1）參照抽水蓄能，在電網側開展“兩部制”電價模式；（2）在電源側開展“共享儲能”新能源配套儲能租賃服務；（3）參與湖南省內電力輔助服務市場；

通過上述幾類運營模式的有機組合，以及電力系統最優化調度，逐步形成了電池儲能湖南模式商業運營。盡管目前該模式仍亟需省內儲能政策持續支持與完善。但毫無疑問，湖南儲能發展模式對于國內所有電池廠家、系統集成商極具吸引力，也受到了省政府、行業等高度關注，在一定程度上，推動了湖南省內電池全產業鏈的穩步有序發展。比如，我們分別在邵陽、婁底、郴州、永州建設的湖南二期儲能項目，在2020年11月形成了業內頗具熱度的“長沙會戰”。

當然，隨著湖南公司當前階段正全力推進的50-80萬千瓦儲能裝機（湖南三期），湖南儲能必將邁上一個新的臺階；湖南省內電池全產業鏈企業，也將借此機會飛速發展，實現彎道超車；湖南電網也將會更具柔性，整體可調能力將更強，在電力需求側響應層面更經得起考驗，逐步改變湖南“缺電力、不缺電量”的能源發展局面，這也必將推動省內新能源的快速發展，助力省內能源電力、工業的大力發展，人們更能享受優質電力帶來的美好生活。

最后介紹的是儲能發展思考：各位專家、同仁們，在當前我國“碳達標、碳中和”的戰略發展目標下，發展風電、光伏等新能源是國家能源“十四五規劃”的重要布局，儲能毫無疑問是其中極為重要的一環，其發展必將邁向新的高度。

盡管如此，當下儲能仍面臨發展較緩、政策扶持不到位（省內儲能、電價政策不明朗）、成本較高（1500-2200元/千瓦時）、產業應用不足（應用場景未細分匹配）、商業模式不清晰、經濟回報性差、安全性問題突出、標準體系不健全等因素。如何促進儲能行業又好又快發展，亟需從新技術突破、產業戰略定位、儲能價值認可、產業政策扶持等方面進行統籌規劃。我想從以下幾個方面提出相關思考與建議，僅作拋磚引玉，供在座的各位專家、同仁們參考；

（一）儲能行業政策。我國還未形成儲能技術與產業化的政策體系和價格機制，并且儲能參與電力市場的價格機制也不健全，需從2個方面研究思考：

1.建立并持續完善儲能參與電力市場交易類政策（“四個明確”）

（1）明確給予儲能發電身份，能依照并網規程和協議發電（電池放電）

（2）明確儲能可參與批發電力市場交易，短中期補償，遠期市場化交易

（3）明確儲能參與電力交易市場標準，涉及儲能技術參數，規模及資格要求等

（4）明確儲能參與電力市場交易的監管機制及監管界限

2.發揮儲能的間接激勵政策

契合我國“碳達峰、碳中和”能源發展戰略，推行

（1）節能環保、綠碳交易、需求側響應等能效類政策

（2）財政稅收減免政策

（二）技術路線、產品及成本。當前儲能商業化應用面臨著成本偏高、技術路線不夠成熟等挑戰。

（1）“源網荷”三側儲能核心產品功能有待專業細化。儲能專用電池、BMS、PCS、EMS（3S系統及產品）等核心設備仍處在示范驗證階段。3S系統及產品的通用兼容性；儲能系統容量；轉換效率；使用壽命；儲能系統安全性亟需創新、突破與發展。

（2）“源網荷”三側儲能典型設計有待標準化。當前階段，“源網荷”三側儲能仍未形成典型設計，暫未形成三側儲能差異化設計，三側造價成本差異大，易造成“劣幣驅良幣”等市場亂象問題。比如，由于安全標準的不同，電源側儲能成本約1600~1800元/千瓦時，電網側儲能成本2000~2400元/千瓦時，用戶側儲能1300~1600元/千瓦時。

（三）商業模式及經濟性。當前儲能項目普遍存在建設成本高、盈利能力不足的問題，也缺乏可預期的收益吸引社會資本跟進。

（1）在新能源發電并網、電網側應用等商業模式不清晰，投資收益渠道缺乏，項目投資回報周期長。

（2）在用戶側的儲能應用，部分省份雖具備初步盈利可能性，但市場空間狹小，收益模式單一，同時受電價降低等因素影響，短時間內難以利用谷峰差獲利實現盈利，項目投資風險大。

（3）輔助服務市場建設尚需完善，價格補償機制尚未完全建立，儲能項目取得電力輔助服務收益困難。

（四）標準規范。儲能系統是一個復雜的體系，目前電池、飛輪、壓縮空氣儲能、抽水蓄能等多種技術路線并存，導致

（1）消防、土地、環保、交通等部門對儲能項目建設的相關審批要件缺乏認定標準；

（2）儲能項目接入、并網、運行維護和安全管理方面缺乏標準。

（五）技術路線與應用場景匹配。電力系統發電、輸電、配電、用電各個環節對儲能技術都有需求，導致儲能技術應用場景復雜、多樣，每個應用場景對儲能技術的能量密度、功率特性、成本、壽命、啟動及響應時間等特性要求存在差異。應用場景的復雜性決定了單一儲能技術無法滿足電力系統對儲能技術的多樣需求，應重視以下幾個方面的研究：

（1）研究“源網荷”三側儲能功能需求，細分相匹配的應用場景；

（2）研究網側與荷側儲能配比閾值，以網側為基礎，荷側補充，探索網側儲能容量和荷側儲能容量裝機比例。

（3）研究源、網側與荷側儲能共享互動，實現儲能資源高效利用不閑置。比如通過儲能云平臺實現源網荷三側儲能的統一調度、分配。

（六）源網荷儲協同發展。探索建立虛擬電廠、儲能云、共享儲能、電力負荷聚合商市場化運作機制，挖掘虛擬電廠、儲能云、共享儲能等技術在源網荷三側的服務收益模式。

（1）對儲能云平臺等能源互聯網關鍵新技術研發及應用給予資金支持，開發能夠靈活調控并優化儲能等分布式能源應用的系統。

（2）深入研究儲能充儲電量、調頻調峰等電力市場交易結構與機制，設計電力系統相關輔助服務機制。

（七）其他。開展儲能專業化運維，結合儲能云平臺等新技術、新手段，實現儲能“線上+線下”運維，線下運維專業化、網格化，線上運維標準化、產品化，比如“滴滴電工等”線上模式。