国调中心副主任张振宇：科学调用储能，促新能源强劲发展！

发布时间：

2024-07-25 00:00

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概要：

“近年来，新能源发展越来越快，电网越来越有新型电力系统的特征，储能的高质量发展对电网的安全稳定、电网的电力平衡起到非常关键的作用。党中央提出来要建设新型电力系统，整个系统的电源结构和电网特性都在发生深刻转变。”

7月17日在深圳举办的“2024中国国际新型储能发展峰会（INES2024）”，邀请到国家电力调度控制中心张振宇副主任发表演讲，针对新型储能调度问题给出了详细分析。

从荷侧来看，用电量保持非常快的增长速度。

上半年国网经营区全社会用电量3.62亿千瓦时，同比增长6%，连续4年用电量增速高于GDP增速。中国电网的发展特点基数大、增长快，这样要实现“双碳”目标，实现新能源占比的提升难度非常大，它和美国、欧盟差异非常大，它们基本上用电量增速都是非常低的，所以新能源的装机需要快速增长。火电利用小时是微降。

跨省区的电网规模增长非常快，目前我国在运的特高压直流20回，按照国家规划，“十四五”开工建设14回特高压直流。在配网环节转型非常快，分布式电源、新型储能、电动汽车等大量接入配电网。

从源侧看，新能源占比非常快。

上半年国网经营区新能源累计装机9.6亿，目前占电源总装机的40%，比去年提升2.7个百分点，新增装机以新能源为主。新能源装机增加速度非常快之后，新能源发电量的占比也在快速提升，上半年国网经营区新能源发电量7339亿千瓦时，占比20%。我们把世界主要国家和我们一些省份（区域）的新能源发电量占比拿出来比较，我们比欧盟略低，但是在“三北”地区新能源发电量占比已经超过欧盟的水平。未来新能源再发展遇到的问题会越来越突出。

新能源装机增速高于电量增速。经常有人说去年新能源装机增速很高，为什么发电量增速不高？基本上在12月份装得特别多，所以没有办法对比。每年都是这样的现象，新能源发电量的增速基本上对应的是前一天新能源的装机数。另外，风光投产之后占比也在调整，现在光伏价格非常低，投的风电和光伏的比例，原来大致上是1比1，现在基本上到了1比4左右。

从储侧看，新型储能得到了快速增长。

国网经营区年内新型储能由2630万千瓦到了3680万千瓦，新疆、山东、甘肃、宁夏四个省区装机均超过300万千瓦。电化学储能占多数。

我国新能源发展模式特别鲜明，一是基数大，二是速度快。2023年国网经营区新增的风光装机和美国新能源的总装机、德国发电机组总装机基本相当。从电力平衡来看，基本上一些区域在瞬时新能源发电电力已超过整个用电量的50%以上。

电力平衡难度大、季节性资源负荷不匹配。

从季节性来说，虽然每天有一定的波动性，但是从季节性来说也有非常大的波动性，这种季节性波动性用一般的储能很难调节。

从时段上来看，新能源存在“又多又少”的问题，简单说中午波幅大，晚高峰保供能力不足。现在我们实际运行的曲线，等效负荷从“鸭子曲线”转变为“峡谷曲线”。以往电网中午高峰比晚高峰负荷要高，发展新能源刚好，电网天然有这个红利，发展以后也不需要增加火电机组，又把中午的峰顶住了。到了现在继续发展就需要储能等各种其他的手段。极端天气进一步削弱了风光的支撑能力，存在连续多日小风、少光的情况，新型储能可能会面临“无电可充”的状态。

国网经营区省级电网对新型储能做了集中调用的实验，其中“三华”从区域的角度集中调用，其他省是从省级调用。通过验证，集中调用的容量接近3000万，有600万左右的新型储能因为各种原因调用不出来，具体原因正在分析，基本上只能用80%左右。

东北电网及抽蓄，现在面临的情况也是将来新型储能面临的现状，在部分时段储能出现了调节手段失效的现象。今年春节、五一负荷低新能源大发，华北、东北为了消纳不断地抽，抽到最后连续几天没有机会放电的情况，储能在解决大的、连续的、长时间的电力电量不平衡问题的时候受到了限制。

电网安全运行面临的挑战。

一是系统转动惯量下降。频率控制难度大，以往新能源量不是很大的时候，总体来说电网的调节能力可以满足新能源的波动速率。但现在新能源的波动越来越大，可能就需要辅助手段，要提前把它调到位或者是预留进行储能来参与调节。

二是宽频震荡的问题时有出现。对电力电池设备我想都是一样的，以前的新能源曲线，储能也是通过换流器接入电网，将来也会有线路的问题。

三是电压支撑能力下降。新能源常规直流不对系统提供电压支撑，在一部分地区主要是西藏发现很多储能发生故障的时候，周围一大片因为电压低的问题脱网，怎么样支撑好电网也是我们下一步要考虑的重点。

电网运行成本的上升，确实存在这方面的问题，储能一充一放就产生了一定的能量损失，怎么样评价储能，怎么样运行好这个储能，也是我们下一步要重点考虑的课题。

我们把去年国网经营区新型储能利用小时统计了，如果按电网侧、电源侧分，电网侧的独立储能一年下来利用800多小时，粗略估算，如果一天24小时运行的话，基本上一年运行200多天。可能有100多天电网的运行需求不是很强，在这一块怎么样运行好也是下一步重要的课题。

电网侧储能，光伏配储能，一年下来的利用小时属和独立储能差的不是很大，基本上在800小时左右。但风电配的储能，由于风电一来是三五天的过程，三五天充了以后，等风没了再放，所以光伏储能一年下来基本上是200多小时。不同的风电和光伏对匹配的储能利用小时数差异非常大，这也是一种自然的现象，将来怎么调用是大家要考虑的问题。

新型储能发展的前景与要求

因为大基地直流运行的需求，现在基本上是一部分火电配新能源再配一些储能，通过这种搭配实现新能源利用率在90%的目标。

从分布式光伏发展情况来看，分布式光伏在很多省基本上到了承载能力的上限，将来新型储能还会发挥更大的作用。分布式光伏对配网的安全运行，包括配网反过来会影响主网的安全运行，在这一块都有新的挑战。

从电网安全来看，如果将来的电力系统是以新能源为主，那么必然要配大量的储能，但是这种储能在电网支撑比较弱的情况下，储能就应该基本上达到或者接近常规的机组涉网的技术水平，否则电网运行安全上的压力非常大。一条线路发生短时的故障，周围所有的储能，包括光伏直接脱网情况会比较普遍，所以对过往的技术有相应的需求。平衡新能源波动与负荷波动，从短时间来看新能源波动超过负荷波动，但从长时间尺度来看，负荷波动，从季节来看也是非常大。那么没有成本比较低的方式来平衡，电网运行会非常困难。

国网公司近期针对新型储能做的工作，近期组织印发了国网的调度系统《新型储能并网服务指南》，给大家提供更好的并网服务，也下发了《关于做好新型储能并网和调度运行工作的意见》。开展了科学调用，结合新型储能的情况，推动各省区出台相应的政策，这里面政策的支持非常重要。坚持市场优先的模式，组织电网侧的储能高比例参与市场的应用，有条件的时候一天只能做到一充一放，从运行市场的山东来看，后夜的电价和早高峰的电价，差价不到5分钱，每天基本上只有中午电价最低的时候和晚高峰电价最高的时候的价差，基本上新型储能可以满足，但其他时段难以做到。

强化技术管理，完善配套标准政策及技术支撑系统。今年开展了集中调用的实验，下一步会把标准政策等各方面的基础系统建好。

对新型储能的要求

一是功能强，根据电网不同的需求配置相应的储能，满足电网不同的要求。构网型的技术比较重要，特别是将来面临电网的发展，我们把情况作了分析。

二是控制优，因为储能主要集中在储能自身怎么管理，大规模储能进去以后怎么样并网，怎么样控制好，这是非常难度大的挑战。像一个交响乐团，每个人演奏得很好，还要指挥好，加强控制研究。

我们现在在部署这一类工作，既包括电力电子方面基础技术的研究，也包括通过新的AI技术把储能运用好。三是成本低，新型储能本身就有能量损失，成本非常重要，要结合电网需求和价格政策构建市场机制。

未来储能将成为新型电力系统的重要组成部分。

一是需求导向、多元发展。要因地制宜开展储能发展需求分析，根据电网需求研究储能的配置方案，要差异化发展建设各类储能。

二是总体规划，规范管理。规划非常重要，评价储能将来不能单一用利用小时数这一个指标评价，还得需要其他的方式，除了利用小时数以外，评价电网的共性，完善储能建设的成倍回收机制。另外规范技术管理的要求。

三是完善机制，科学调用，从市场机制和调用机制上来说做好新型储能下一步的管理工作。

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