9月27日，由国家电网有限公司发起成立的中国综合能源服务产业创新发展联盟与中电联售电和综合能源服务分会联合举办的中国综合能源服务产业高峰论坛暨云博会在北京钓鱼台国宾馆隆重召开。当天下午，在“储能与综合能源服务”分论坛上，国家电力调度控制中心教授级高级工程师裴哲义发表了主旨演讲，就新能源和电化学储能并网情况、未来分析、政策分析和配置原则等方面进行了分享。
以下是演讲实录：
各位领导、专家大家下午好！
首先感谢会议的邀请，跟大家就储能在电池中发展需求做一个分享。有些成果跟我们同事这么多年工作的成果，有的仅代表个人观点。分三个方面跟大家说，新能源和电化学储能并网情况、未来分析、政策分析和配置原则思考。
今天就储能分析，未来储能扮演重要的角色，特别是配置大家很关心，所以简单跟大家分享。
一、新能源并网基本情况
为什么说新能源？可以说现在电力系统包括灵活性、包括未来储能都跟新能源有关，所以简单说一下，截至去年底新能源装机4.1亿千瓦，同比增长16%，是世界并网容量最大的国家，新能源总装机占比21%，新增装机5610万千瓦，占新增总装机容量一半以上。这个数很大的，在局部地区已经超过负荷。
新能源发展进入新的阶段，这是我个人的观点。随着新能源发展，新能源装机已经成为我国第二大电源，除了火电，在一些地区已经成为第一电源，比如冀北、甘肃、青海新能源装机超过负荷100%，近20个省超过第二大电源，有的发电渗透率超过40%，对电网安全稳定影响日益突出。
我想解释一下渗透率，这是适时数据，电网里边非电网投入率超过40%。
去年开始，国家电网区域内消纳超过95%，基本上达到世界上先进水平，前几年可以说不到90%，今年也会超过95%，消纳问题解决了。
如果过去是技术问题，进入新时期，大电网50%非同步电网进来以后，电网安全怎么解决？
简单一个引子说一下，后边简单说一下储能，国家电网已投运储能项目57.6万千瓦，电网侧储能快速发展，装机容量达到33万千瓦，成为促进储能发展的重要力量。电网储能上来以后发展尽管放慢了，量不大但是发展速度还是很快。
大家看这张图，用户侧只有10.6万千瓦，但是量很大。可能华东地区主要利用峰谷差套利，发展主要利用储能，时长比较长但是容量大。但是通过在建可以看出来，电网侧和电源侧，这几年政策基本向电网侧建，红色基本反映从过去到现在储能发展大的趋势。
刚才说了储能在各个环节应用，包括电源侧，主要青海和新疆，最早为了减少弃风弃光，还有电网侧主要河南、江苏、辽宁建了几个比较大的电站，都在电网侧，电源侧还有广东、山西、河北都是火电联合调控，再有一些包括微电网等等。
电化学储能现有商业模式，现在是探索的模式，用户侧相对比较明朗，就是峰谷差套利，光储一体化增加效益，随着这一两年电价下调，用户侧套利空间也在减少。电源侧主要是火电、新能源电站一起参与辅助服务，与新能源电站一起增发电量。电网侧主要是租赁的方式，去年开始不允许进输配电价之后这个方式值得思考。还有独立第三方，刚才讲到甘肃、还有大连，现在想走容量电价和电量电价，但是现在没有走出来。
二、未来储能需求和应用场景分析
再回头还得说新能源，有研究表明到2035年，新能源装机容量超过煤电成为第一大电源，最近大家也在说，可能新能源发展也在提速，到2035年大概风、光新能源装机13.5亿千瓦，比例提高37%，发电量2.4万亿占到20%以上，这个数随着计划调整也会调。底下是两个很典型的剪刀叉，煤电逐渐下降，新能源逐渐上升。
今天上午又提出来，到2025年实现碳综合，又对新能源发展提出新的要求。再一个我国清洁能源资源与用电负荷呈现逆向分布，80%集中西部，70%负荷集中分布中东部。还有一个新能源发展增加电网调节的难度，最近很多人提电网活性、弹性电网等等，大概讲的都是电网灵活性，过去电网一般都是发电跟着负荷走，现在发电也是一个随机的，用电也是随机，就是两边不平衡，你怎么样把它平衡了？这一块增加波动的需求，另外电网负荷变化非常有规律。
下边图是西北电网，红线基本上一个月的负荷非常有规律，但是一个月风力发电没有规律，西北电网最大3000万千瓦，最小200多万千瓦，不到10%，这个波动量很大。右边也是山东负荷“鸭子曲线”，他有两个地点晚上三点到四点四十左右，还有中午十二点半，而且十二点半负荷低于后夜，就是因为大量的光伏介入。现在调峰非常困难，火电调两次，中午和后夜需要调，而且上升还是负荷上升比较陡。
这一块也有到2035年达到风光7亿、6.5亿千瓦，最大波动电网应对5亿左右的日功率波动调节能力。5亿什么概念？现在华东也就3个亿不到，这个波动量怎么去应对？这是我们未来要面临非常大的问题。
还有一个新能源介入以后降低抗干扰的能力，这是仿真的结果，不同处理水平下电网稳定性，以西部某电网为例，6800万千瓦负荷水平下，损失350万千瓦功率，若网内无风电，频率下跌0.65Hz，若风电出力1200万千瓦，频率下跌0.95Hz，比无风电时增加0.3Hz，未来随着风机规模和太阳能规模的扩大，系统频率调节能力进一步恶化。现在风电装机最大到三四千万了。
电力系统应用场景有哪些呢？做一个简单的梳理：
1、改善新能源涉网特性，降低新能源随机性和波动性对电网运行的影响，显著提升跟踪计划的能力，这是最早国家电网公司在张北建的工程，主要为了场站的储能。提升局部电网电压稳定性。
2、储能可提升火电机组调频性能，有些火电调节速度比较慢，主要参与调频。
3、储能可以作为黑启动电源，对容量较小的常规机组，配置一定容量储能并辅以合理配套设施。
电网侧储能应用场景更多一些：
1、参与电网调峰，根据负荷特性，灵活进行充放电双向调节，具备2倍以上自身容量的调峰能力，可作为解决三北地区调峰和新能源消纳矛盾的重要手段，另外由于其布置灵活，出能可用解决东中部局部地区用电高峰供电紧张问，降低负荷峰值。美国做过研究，部署50GW4小时储能可以满足美国的峰值容量。
“十四五”期间有一些文章，我们国家说30G或者50G需要储能调峰，不管怎么说，储能在我们国家刚刚起步，未来需求很大。
2、提供快速调节资源，提供新能源高比例介入地区短时调峰，中午到晚上负荷上升非常快，不仅需要资源，而且需要快速调节资源，这一块保证电网稳定运行。
3、优化潮流分布和缓解通道阻塞，有效优化输电通道潮流分布，通过快速精准调节储能状态，缓解断面潮流越限和输电通道阻塞。
4、增加电网精准调控手段，以分布式形式接入电网不同节电的电网系统，比如江苏、河南分别8和16个节点接入，通过多模式协调控制，既可以整体对电网调节进行辅助优化，也单点。
5、提供事故备用，可以紧急供应资源和响应，提升电网安全性和响应性。我们现在直流，一条直流输送最高1200万，什么概念？一个省负荷800万，如果直流跳正常情况下，储能可以作为备用。我们现在没有办法，资源禀赋西部占70%，现在目前直流是有效手段，为了支撑这个，这些可以作为紧急备用。
用户侧储能应用：
1、有助于减少电网峰谷差，客观有利于降低电网峰谷差，提高电网灵活性，缓解能力不足等问题。
2、有助于提高供电可靠性，在配网通过分布式新能源和储能联合运行，可为终端用户短时提供电力供应，保障重要负荷不间断供电，有效降低停电影响，提高供电的可靠性。未来综合能源服务这一块对用户侧更多关注这些方面。
三、政策分析和配置原则思考
最后有一些思考跟大家分享不太成熟。
1、储能政策分析
从2016年开始，有一个关于促进储能参与三北电力储备政策，标志性2017年9月国家五部委联合印发《促进储能技术与产业发展的指导意见》，这是首个国家层面专门支持储能发展，这个文件出台对储能发展是转折，2018年3月马上《关于提升电力系统调节能力的指导意见》也提到要大力发展储能。2019年5月这个地方输配电价监审办法中，储能不进入输配电价，这个出台之后，对电网公司建储能是很大的影响。
但是大家不要灰心，2019年6月马上出台《贯彻落实关于促进储能产业的意见》，过了不到一个月这个文出了，2020年1月《储能技术专业学科发展行动计划》，昨天在华北大学已经开了高校关于建设储能专业论坛，西安交大第一个储能专业已经起了。从根本上着眼于未来而不是现在。
我们开始从高校培养基层人才，2020年7月《关于组织申报科技项目试点示范通知》这是能源局，后边发了网源合储和风光一体化让大家申报。从发展脉络大家可以看出来，从国家层面对储能还是支持和推动，不要看某一个政策怎么样，我个人认为从国家层面未来对国家储能大力发展的。
这是详细分析，从战略规划方面，“十三五”规划纲要已经把储能列入100个重大工程之一，可再生能源发展十三五规划和电力发展十三五规划明确提了，《能源法》都提了储能技术。技术创新方面国家也有一些包括行动计划等等，还储能专业的发展，这是五部委提出的方向，提出十年内两个阶段发展目标。
还有电价政策，市场监管可能对我们影响比较大。示范应用方面其实国家也在做，应该说国家批三个示范工程，张北风光输示范工程还有一系列，市场机制方面，五部委文件是大的，实际上落地靠各地的，各地出台很多政策落地。
市场机制方面目前我国已经有12个区域和省市将符合准入条件的储能项目纳入辅助服务市场，并允许其以独立主体身份参与调峰或调频，这是非常大的发展，尽管不很完善，影响储能发展最大就是商业模式，很多地方尝试将储能作为独立项目来走。这是地方层面出台市场机制、服务政策等等，我觉得这是最终落地，储能发展的一个依据。
还有新能源配置储能方面也都出台政策，包括新疆、西藏、内蒙都出台政策，新疆出台发电侧储能管理暂行办法，湖南出台新能源消纳预警结果的通知，内蒙也发了优先支持光伏+储能项目建设，光伏电站储能容量不低于5%，储能时长在1小时以上。
其实国外也有这个要求，包括日本也有要求，新能源最低配比，新能源是波动性能源，客观要求要有其他电源配合的，如果其他电源包括火电调不过来，就靠你自身了，出台很多政策，有的地方并不是尽人如意，包括新疆出台试点项目执行不如以前预期。
2、储能配置原则思考
配置非常复杂，最近我们也在研究。刚才我说电网、电源、用户侧，有的人说分三块不太合理，最早我们分三侧认为方便，但是储能配在电网侧也好、电源侧也好、用户侧也好，如果都可以参与，你怎么配置？很多人问我，这是非常复杂的问题，要视你地点，配置西北甘肃和配置华东安徽肯定不一样的。
跟大家简单交流一下，第一总原则就是安全性，包括储能电站本身的安全和电力系统的安全，首先配置储能有利于电力系统安全稳定运行，还有电站本身安全；第二个经济性，包括电站自身，现在虽然成本降的很多，还是偏高，系统经济性，配电网最经济的，配到厂里头线路一卡怎么输这么多，甚至配西北三天充满了，放都放不掉；还有先进性，总的原则有“三性”。
然后就是功能定位，到底你要干什么？比如我参与调峰、还是调频、备用、新能源消纳、减缓输变电投资都不一样，有人说大家都要承担，最早发电厂主要目的减少弃风弃光，这个配置成本电场自己出了，后来帮调峰的时候，大家还给你五毛钱，实际上体验谁受益谁承担这个成本，比如调频，从辅助服务里边出，还有备用，未来备用市场出来以后，你去买吧，包括给电网备用，如果一个线路跳几十万负荷怎么办？还有输变电投资，可能这条线过不去，建一个储能过两年再建。
还有跟部署位置和方式有关，部署电源侧、电网侧、用户侧，是集中部署还是分散部署，最近我参加一个项目评审，从一个集中变成分布式两个来说，比如在用户侧主要目的是什么？部署位置不一样这个也不一样。
还有影响因素有什么？电源结构、电网结构、负荷特性和水平年，刚才说以火电为主的结构和以水电为主的结构，部署甘肃和部署江苏肯定不一样，还有负荷特性，比如青海负荷特性基本90%负荷率，跟部署中东部40—50%不一样，另外水平年，瞄准哪年？后年还是“十四五”，刚才我说50G、30G是“十四五”末，可能到明年、后年没有那么多，牵扯水平年、牵扯收益有关。
最后跟大家简单说一下，这里有一个例子，电力系统配置储能基本原则，比如你提升系统调节能力为目的的开展储能分析计算，包括功率配置分析计算、能量配置分析计算等，应满足新能源利用率要求的新能源受阻功率和负荷限电功率最大值；配置储能的能量应选取满足新能源利用率和负荷，我是满足新能源利用率而不是全部，选择95%和90%肯定不一样，还有符合单次充放电，只是原则，满足一定条件以后这是初值，还要进行一系列计算、校核，最终得出到底配多少？
最近我们在做这方面工作，包括编写标准、规程，希望跟大家做一个简单的交流。我想跟大家说就这么多，不对地方希望大家批评指正，谢谢大家！
（根据演讲速记整理，未经演讲人审核）
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