双碳目标下储能参与电力系统辅助服务发展前景

刘志成，彭道刚，赵慧荣，王丹豪，刘育辰

（上海电力大学自动化工程学院，上海发电过程智能管控工程技术研究中心，上海 200090）

“十三五”规划以来，我国在深入实施创新驱动发展战略，显著提高我国科技水平和创新能力。我国能源产业为社会和企业发展提供了强有力的保障。根据《2020年国民经济和社会发展统计公报》显示(简称《2020 年公报》)，我国风电和光伏累计装机容量分别占全国装机量的12.8%和11.5%，而发电量分别占6.0%和3.3%，且风力和光伏的发电效率不足50%和30%。这是由于新能源的发电能力易受到时间、天气、地理位置等环境因素影响，导致电能生产过程存在随机性和波动性，无法给电网提供稳定、持续、安全的电能供应[1]。

2020 年，中国提出“碳达峰”近景目标和“碳中和”远景目标，促使清洁能源在我国能源产业中的比重将持续攀升[2]。2025—2030年，我国清洁能源装机总量预计将与火力发电装机容量持平，甚至实现反超；到2060 年，清洁能源装机总量将远超碳源机组，清洁能源发电将作为社会用电需求的主要承担者。在实现“双碳”目标的背景下，风电和光伏将广泛应用于新型电力系统，逐步并入电网服务市场需求，来降低电力行业的碳排放量，但新能源的随机特性会引起供需失衡现象，进而给电网调频调峰带来二次挑战，也对火电机组灵活响应电网调度指令提出更高的要求。在电网结构发生根本性重构的过程中，对传统火力发电机组的性能要求将更加严苛，需要更加规范考核标准和补偿标准。储能融入火力发电不仅帮助电厂提升性能指标[3]，也降低了碳排放量，有助于我国早日实现“碳中和”目标。

基于此，本文对储能市场环境、现有政策、应用现状进行调研与综述，旨在对储能参与电力市场辅助服务的补偿机制和优缺点进行系统化梳理，发现在双碳目标下关于储能市场发展的关键性问题，从政策改革、电池研究、协调控制、集中管控等角度提出针对性建议，探索未来储能系统市场化发展之路。

1 储能市场环境演变

1.1 储能政策形势变化

2017 年，美国具有全球最大的储能市场，英国、澳大利亚、德国等国家开始研究储能的发展趋势和战略定位，探索储能在电力市场中的广泛应用。同年，我国政府出台《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》(简称《2017 指导意见》)将储能技术产业分为研发示范、商业化过渡和规模化发展等三个阶段[4]，极大促进了中国储能产业蓬勃发展，仅2017 年中国储能产业规模的增速是储能全球市场总和的5 倍[5]。翌年，中国电化学储能技术迈进规模化发展的新阶段，发电侧、电网侧储能项目逐步上线，而澳大利亚、加拿大、日本等国家主要将储能应用在用户侧领域。在2019 年储能国际市场中，美国、澳大利亚、日本等国家由于政策激励计划，新增投运规模大幅提升，而中国、英国、德国等国家过去两年储能市场份额过度激增，且电力系统市场需求渐趋饱和，导致储能市场处于低迷状态。再加上中国电力市场的《输配电定价成本监审办法》明确规定电储能设施不得计入输配电定价成本，储能设施投资成本无法实现资金有效回笼，大规模储能建设发展被紧急拉闸。经过去年储能发展冷静期，各个国家为储能市场释放了积极信号，中国储能政策也趋于利好，激发了储能产业内生动力，在多重新驱动力下，储能装机容量增势重振旗鼓，正式向规模化进军。2021年7月，我国发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》(简称《2021 指导意见》)，明确提出“统筹规划、多元发展，创新引领、规模带动，政策驱动、市场主导，规范管理、完善标准”等四大原则[6]。随着国际社会减碳力度逐步加大，新能源发电产业和新能源汽车产业的发展不断壮大，储能市场发展已然成为各个国家能源发展的战略目标。

自《2017 指导意见》公布以来，推动了我国储能项目的研究和建设，国家能源局和各地方政府迅速出台储能技术规范和产业发展新政，鼓励相关企业积极投资有关项目，完成产业转型和升级，首批国家级储能示范项目也迅速落地，在各领域、各地区的储能项目相继开展申报、落实、应用。如今，《2021指导意见》不仅肯定了储能行业在实现双碳目标中的重要意义，而且给储能市场发展提出两个发展目标：一是到2025 年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变；二是到2030 年，实现新型储能全面市场化发展。《2021 指导意见》指出，我国仍需加强引导储能产业布局的合理化，推动储能技术创新进步，健全储能市场的准入条件、交易激励机制和技术标准，总结储能示范性项目的经验和教训，加强常态化安全风险防范，逐步实现“2530”发展目标。

1.2 辅助服务补偿政策

在双碳目标下，社会用电需求量不断增长，大规模新能源逐步入场，导致火电承担电网深度调峰调频的担子日益沉重，传统发电产业和电网面临严峻的挑战[7]，而储能在电力系统的应用恰好解决了这一难题，顺应了能源的发展趋势。以国家能源局为核心，六大区域监管局相继出台两个辅助服务实施细则，鼓励并允许储能作为独立主体参与电力辅助服务市场。各省、市和地区均以国家能源局为基本遵循，参照六大区域监管局“两个细则”基本要求，制定更为详尽的市场运营规则。2020 年，广东省对现行的调频政策进行调整，细化了调频里程补偿方式，最低申报价格为5.5 元/MW，且性能指标计算需要开N次根式；未中标的发电单元容量补偿降到3.65 元/(MW·h)[8]，如表1 所示。2020 年7 月，江苏省规定储能基本服务补偿为2 元/MW，机组参与市场辅助服务的结算价格由补偿标准和市场交易共同决定。与此同时，该规则规定装机规模在10 MW/20(MW·h)以上的储能电站或单站5 MW且可汇集成10 MW/20(MW·h)的集中电站，均可注册电力调频服务市场成员[9]。

表1 典型地区储能参与调频补偿标准Table 1 Compensation standard of typical areas participating in frequency modulation

2020年12月，江苏省新印发关于调峰辅助服务的市场交易规则，以日或月为交易周期向电网提供中长期或短期可调负荷辅助交易，在中长期辅助交易周期中，依靠实际调节量判断用户的补偿费用和考核费用，报价区间划分为谷段、平段、峰段，每兆瓦时报价上限分别对应250元、600元、900元[10]，如表2 所示。短期辅助交易是日前根据电网需要，次日展开辅助服务将依据电力预测准确率、响应基线、响应时间来进行划分，当调峰需求大于4 h时，申报价格上限为1元/(kW·h)。机组进行深度调峰调用时，安徽省采用电储能与燃煤火电机组同台竞争的方式，相同报价则优先调用燃煤火电机组，且因储能充放电导致功率变化，则不计入深度调峰电量[11]。目前，大多数省市对储能作为电力市场要求其充放电功率不小于10 MW，且充放电时间不小于2小时以上。因此，未来无论单储还是集储的规模都将逐步上升，这将给发电侧、电网侧、用户侧带来新的机遇和挑战。

表2 典型地区储能参与调峰补偿标准Table 2 Compensation standard of typical areas participating in peak modulation

2 储能联合运行与典型案例分析

2.1 储能联合运行现状

2.1.1 储能联合新能源运行现状

储能系统对光伏电站的稳定运行和动态电能质量保障起着至关重要的作用。在光储能量管理研究和配置研究中，采用时序模拟算法对不同天气状态下光伏出力预测误差进行修正[12]，均衡光伏和储能系统之间能量并适时对辅助功能进行减载[13]，由智能算法求解储能系统成本经济函数[14]，为优化储能配置容量与控制策略提供依据。以储能和光伏并离网切换产生暂态冲击的根本原因为切入点，引入电流补偿，将储能电池功率转换系统跟随光伏功率输出，减少暂态冲击从而实现平滑切换[15]。

储能联合风电运行有效提高了系统稳定性，增强了风电穿透功率极限程度。在风储协调控制中，基于风电机组利用变比例系数进行调速策略[16]和储能系统充放电功率实时跟踪风电出力预测偏差策略[17]等控制策略，实现了平滑风电出力目标。为解决风电系统与储能容量相适应问题，搭建了风电出力不确定性集来改善传统鲁棒特性[18]，并对日内负荷需求和日前调度场景进行修正，建立多时间尺度可移动负荷分层优化模型[19-20]，用来指导和优化储能容量配置。

2.1.2 储能联合火电运行现状

目前，火电机组作为维护电力系统稳定的主要支柱，机组调节性能对电网安全运行十分重要。未经灵活性改造的火电机组功率调节能力为1.5%～2.0%额度容量/min，改造后的调节能力为3.0%～5.0%额度容量/min[3]，而电化学储能调频效果是火电机组的2.5～20 倍以上[21]。在研究火储联合调频和电网稳定的关系时，发现通过下垂控制策略可以保障电能质量的稳定[22-23]。下垂控制变系数法弥补了定系数法的不足，解决了长时或短时扰动的问题[24]。虚拟惯性控制和虚拟下垂控制的有机结合避免了火电机组响应延迟的现象，并充分考虑了储能电池电荷状态以及调节死区的影响，减弱调频过程的抖动性[25-27]。

在不同控制策略场景下，通过CPS(control performance standard)指标分析认为储能最佳装机容量占平均调频需求的20%～40%[28-29]。通过火电调峰模型和储能系统动态优化模型，利用储能快速充放电特性，可以弥补火电机组短时调峰能力不足的问题[30-31]。传统机组根据电网调度指令响应负荷变化，储能跟踪净负荷差值动态修正出力系数，完成时间级配合，实现调节功率向储能系统进行转移，提高机组调峰能力和电能质量，改善机组的调峰性能指标[32]。

2.1.3 储能参与电网侧运行现状

电网调峰具有一定时间和空间规律，建立日前峰谷特性进行优化调度模型，从填谷调度、削峰调度、电量调度等方面对充放电功率进行优化，不仅可以有效降低峰谷差，而且有效延长储能系统使用寿命[33]。在电量平衡的准则下，根据实际削峰填谷效果，调整削峰线，控制储能充放电的时机和深度，改变以往储能以恒定功率充放的局面，电网波动范围和波动程度更小[34]。

储能面向电网调频一般通过区域控制误差信号(ACE)或区域控制需求信号(ARR)进行集中控制和调节[35-36]，用频率偏差标准差和经济效益来衡量频率调节的优劣[37]。在不同的ACE调节控制区域，根据联络线功率频率偏差控制(TBC)方式，采用模糊智能控制算法预测与控制储能出力[38]，调节效果较好但实时性差。基于经济分配层和频率动态控制层的控制策略利用模型预测控制实现两层之间递进优化[39]，不仅改善了电能质量，而且提高了经济效益。

2.1.4 储能参与辅助服务经济性分析

在研究火储联合运行参与辅助服务时，如何实现技术性和经济性最优是企业面临的最实际问题。电池的充放电深度(DOD)、电荷状态(SOC)等性能参数影响着系统的折旧成本[40]，也直接影响企业的综合效益和风险评估[41]。通常以技术性和经济性为目标，进行调频电池选型，通过层次分析法得出抽水蓄能和锂离子电池最适合调频性能要求的结论[42]，但并未考虑时间成本和效益因素的影响。而且，各类储能的能量转化效率、响应时间、经济效益、使用寿命等因素与参与调频策略方法紧密相关，量化成本、量化收益、量化补偿都需要在电网频率要求下，于不同的控制策略下进行反复验证[43]。部分学者结合双细则标准，建立了储能系统全生命周期成本模型，通过智能算法求解储能配置最佳容量，实现企业效益最大化[44]。

2.2 典型储能应用案例分析

2020年，国家能源局从技术先进、自主创新、综合效益等七个维度评选出首批储能科技创新示范项目，如表3所示。首批示范项目总结了储能在不同地域、不同应用领域的发展情况，鼓励相关储能企业大胆尝试、大胆实践，为广泛推广储能在电力系统的应用发挥典型和示范作用，以推动储能产业高质量发展。

表3 首批储能科技创新示范项目Table 3 The first batch of technology innovation demonstration projects for energy storage

2.2.1 传统火电侧储能应用案例分析

海丰电厂火力发电机组为2台1000 MW超超临界燃煤机组，海丰储能项目总装机规模为30 MW/14.93 MW·h。储能调频系统直接联合两台火电机组参与电网调频辅助服务，实现同步跟踪机组调频过程，完成了调峰调频、并离网无扰切换等应用场景的试验，电网可直接管控储能平台。火储项目投运后，提高了调频性能和市场竞争力，突破了调频选择面的单一化，增加了机组调频服务补偿盈利模式，避免机组反复出力带来的设备损耗，有效降低机组的碳排放量。

2.2.2 电网侧储能应用案例分析

由平高集团投资、中航锂电承建的昆山储能电站是世界单体规模最大电网侧化学电站。该座电站配备有88组1.26 MW/2.2 MW·h预制舱式磷酸铁锂电池，电站总装机规模为110.88 MW/193.6 MW·h，具备100 MW毫秒级响应能力。项目重点攻克了自动灭火、火灾报警、温控调节、安全通风、协同控制等方面技术壁垒，全面实现电站自动化、集成化运行方式，提高了储能系统的安全系数和投用效率，增强了电网调度能力和新能源消纳能力，为未来新能源大规模接入电网提供保障，在电网侧储能项目应用中具有示范意义。

2.2.3 新能源发电侧储能应用案例分析

国家风光储输示范工程一二期项目共建设风电498.5 MW、光伏发电100 MW、储能装置70 MW，项目已安全运行3500 多天，累计输送清洁电能80 多亿度电，跃居世界新能源并网装机容量规模首位，并荣获第四届中国工业大奖。项目首创风光储输一体化运行模式，解决了新能源在发电稳定和输电安全上的瓶颈，全方位预测、控制和监测新能源出力状态，满足用户需求，具有最强能源配置能力。项目首次重现电网故障过程，并且国家风光储输示范工程为可变负载、电压频率变化、频率扰动、谐波注入等实际应用研究提供平台支持。该示范工程已具备全天候不间断发电条件，灵活切换调峰调频模式，实现新能源发电过程精细化管理，为实现零碳奥运和污染防治提供坚强后盾。

2.2.4 电网侧共享储能应用案例分析

目前，青海全省新能源装机容量占比超过60%，而新能源的间歇性和波动性是能源高效利用的痛点。储能电站解决了新能源出力不规律问题，青豫直流工程解决了新能源远距离稳定传输问题。青海并网电化学储能容量达119 MW/202.7(MW·h)，其中作为共享储能参与电网辅助服务的储能总容量为82 MW/164(MW·h)，截止到2021 年7 月31 日储能项目累计交易2648 笔，新能源发电量增加72860MW·h[45]，最大化利用了当地得天独厚的自然环境，并通过断面负载率控制储能充放电模式，首次实现日内三充三放，储能电站最大使用效率高达199%。青海地区未来预计新增储能系统装机总容量为1923 MW/4897(MW·h)，其中，已规划建设10 座共享储能电站，有力推进了储能电站与新能源发电的有机结合，切实推动储能电站在电网侧应用从商业化到规模化发展转变。

3 双碳目标下储能角色定位

从我国的能源形势和产业布局来看，我国化石燃料消费水平占总体能源消费水平的84.7%，其中煤炭消费水平占化石燃料消费水平的68.1%，电力行业又是煤炭行业消费的主体[46]。因此，实现双碳目标很大程度上取决于能源产业结构的变革。

目前，我国能源产业革命在双碳目标的引领下正发生深刻的变化。一方面，《2020 公报》显示，我国并网风电和太阳能发电的装机容量同比增长为34.6%和24.1%，新能源装机容量已经超过水力发电，远超核电，直逼火力发电，新能源装机容量增速较快，一跃成为第二大发电实体。另一方面，从国家能源局公布2021 年第一季度电力行业运行情况分析可知，新能源装机增速仍居高不下，发电量也持续增长，但新能源消纳问题还仍需进一步解决。新能源发电从根本上减少了对化石燃料的依赖性，有效降低了碳排放，有助于实现双碳目标。但是，新能源的出力特点具有波动性、随机性、间歇性，不利于发电侧和电网侧的协调控制运行，并且大规模新能源接入电网加重了供需调节的负担，亟需一种提升电力系统电能质量和平滑新能源输出功率的设备。

由于储能具有容量大、响应快、效率高等优点，可以更好地解决新能源并网带来的问题，也可以提供调频、调峰、调压等辅助服务，维持电网的电压稳定和频率稳定，降低电能质量的波形畸变率。当前，我国储能设施品类齐全、技术成熟、可靠性强，涵盖机械储能、电化学储能、储热等五大种类。压缩空气储能可广泛应用于新能源调峰，在风电场中减少换电过程，降低弃风率。磷酸铁锂储能可广泛应用于快速充放的场景，在传统火力发电中的应用缓解了碳源机组调峰调频的压力，提高了机组的性能指标和经济性补偿金额。储能设施在我国电力系统发电侧、电网侧、用户侧的应用前景十分广阔，并且“十四五”规划已明确提出加快发展非化石能源，有序扩大风电和光伏发电的规模，推进新储能技术规模化应用，进一步加强源网荷储衔接，提高电力系统互补互济和智能调节能力，从根源上减少碳排放和碳污染。因此，拓宽储能系统应用场景是早日实现双碳目标的关键保障。

4 储能发展关键问题研究

4.1 优化储能政策着力点

如果说2020年是储能行业的新春，2021年才正式吹响了储能发展的号角。安徽、青海、新疆等地纷纷出台关于储能发展的实施意见。一大批新的储能项目朝着规模化方向进军，国外如澳大利亚开工建设规模最大的太阳能发电联合储能系统项目，国内如山东省开展500 MW 储能配置的示范应用工程。目前，虽然各区域、省市对储能政策均呈现利好趋势，但是储能系统参与辅助服务的补偿机制和管理实施方案可以进一步完善，促进储能与能源产业的协同发展。

（1）明确储能市场的主体地位

相关政策在大力推进储能项目建设时，应充分肯定储能在电力行业的贡献和能效，明确储能市场的主体地位。尤其当碳交易市场建立之后，应考虑储能项目是否能从出售碳排放指标中获得收益，在竞价上网、调度运行、辅助补偿等方面给予适当倾斜，以降低投资回报周期，完成对储能成本的合理化疏导。

（2）健全新型储能的补偿机制

从现有的调峰补偿政策来看，多省市以深度调峰管理作为补偿依据，部分地区将储能系统与火电机组同台竞价，导致补偿收益未能达到企业预期，极大降低了储能参与调峰项目建设的积极性，而储能又是新能源入场的保障和后备军。对于调峰补偿机制而言，建议按短期、中长期划分调峰类型，将平段需求、谷段需求、峰段需求纳入补偿标准，鼓励其进行双边交易，放宽交易报价范围，提高调峰补偿收益标准，提高新能源利用率。

从现有的调频补偿政策来看，较为广泛实行了调频里程和调频容量的两部补偿机制，但综合性能补偿标准建立在传统火电机组的调节速率、调节精度的基础上，无法准确衡量储能系统的功率交互迅速、功耗等性能的优劣，也未将储能系统的类型、状态、配置容量纳入补偿计算范畴。例如广东和蒙西在最新的市场运营规则中，对调频的综合性能指标计算进行开根号处理[47]。随着时间的推移，储能系统补偿收益将逐年降低，而运维成本逐年升高。因此，在未来储能市场进一步扩大的趋势下，需改善储能调频补偿机制，根据储能特性和电力系统需求建立差异化补偿机制，综合性能指标应全面反映出当下储能系统的调节效果和品质特性，不再将原机组调频性能作为衡量火储联合调节性能的重要指标，补偿单价也根据电网六大区域或省市的电力市场需求进行动态调整或分段定价，发挥市场主体功能，摒弃以往的“一刀切”定价模式，调频补偿收益更加灵活，激发市场新活力。

（3）建立新型储能的考核标准

通常，储能电站要成为市场成员直接参加辅助服务，需要其容量和充放电功率达到各地区的准入标准。但是，各地区市场运行规则试行以来，电网和电力企业侧重关注储能项目所带来的效益高低，忽略了对储能电站本体和并网运行模式的考核和管理。国家需出台关于储能电站参与调频、调峰、调压、黑启动等辅助服务管理实施细则，考核内容不局限于储能本体的响应时间、响应精度、充放功率等指标，也应涵盖系统高低电压穿越能力、电网异常响应能力、本体故障调节能力、安全运行等方面，实现对储能系统的规划、建设、服役、维护、退役等五个维度全方位地管控，建立新型储能参与电力系统服务的标准体系，完善储能电站监管。

4.2 加快储能自身发展进程

在能源全面低碳化的浪潮中，可再生能源发展被涌上浪尖，解决风电和光伏的波动性、随机性、间歇性等问题迫在眉睫，而储能是实现“碳中和”进程的关键支柱。但储能系统的建设成本高昂、安全性较低、循环寿命较短的问题一直被诟病，一定程度上延缓了储能产业向市场化转变的脚步。因为储能电池在储能系统的应用中起着决定性的作用，所以科研人员必须深入研究关于电池寿命、充放电效率和安全性等基础内容，建立电池老化与充放电工况的关联，均衡各电池组之间的特性，来避免储能电池容量衰减、内阻消耗增加、充放电功率降低等现象，在保证长寿命和高安全性的前提下，逐步降低储能的成本。探索新型储能技术，改善储能电池制作工艺，研究出性能均衡的电池材料。与此同时，加快储能系统的顶层设计和规划，提高储能逆变器PCS 对各电池组电流控制、电压控制、功率控制的效果，研发智能集成、控制和管理系统，实现对多级、并联、混联等新型拓扑协同控制策略的优化，将储能产品深入融合到电力系统行业，实现精细化控制与管理。

4.3 储能需求分析与优化规划

（1）考虑传统机组特性的火储协同控制优化

传统发电行业的用碳量、排碳量始终处于电力行业前列，传统火力发电机组存在较大的延迟且负荷变化率较慢，若实现负荷快速响应，则提高了机组的用碳量和排碳量，加剧了机组的寿命消耗。储能设备具有负荷快速变化、毫秒级响应等优点，催生了“传统机组+储能”的发电模式。储能联合传统机组参与辅助服务时，虽然两者都参与调峰调频辅助服务，但没有结合两者各自的特点，也没有挖掘传统机组的潜力，太过依赖储能弥补负荷响应的变化，导致储能使用频繁，极大缩短了储能系统的使用寿命。“传统机组+储能”协同控制应充分发挥传统发电行业在辅助服务中的决定性作用，充分利用其在发电过程中蓄热、惯性、智能控制等特点联合储能进行辅助响应，充分考虑与传统机组出力具有紧密联系的因素，如汽轮机阀门开度、主蒸汽温度、主蒸汽压力、供煤量等，建立机组等效模型。在实际工况和电网需求下，基于历史数据库对机组出力效果进行预测，并跟踪机组实时出力值，以保证机组跟踪效果的实时性和准确性，使储能系统能够提前灵活调节电池放电功率来弥补机组与电网负荷要求之间的差距，完成时间级配合和调节余量计算，提升电网电能质量，降低传统机组的用碳量和碳排量。

（2）考虑功率平滑稳定的风光储联合运行

甘肃、广西、江西等省建议新能源项目配备5%～20%容量且连续充放电2 小时以上的储能电站。通过风储、光储协调控制技术，来增强间歇式能源的可控性，提高经济性指标。由于间歇式新能源出力大小与周围环境紧密相关，可以采用聚类算法建立天气、季节、时间等多尺度预测模型。针对风储、光储以及风光储一体化协同控制优化，我们需要深入研究风电、光伏和储能的出力特性，通过鲁棒性分析、机会约束目标规划等智能算法对多尺度预测滚动模型分析，得出在不同时间和环境下新能源出力的特点和趋势，深入研究柔性负荷[48]、刚性负荷变化和多能互补系统发电之间的关联性[49]，再通过变比例系数、双层控制策略等方法控制储能调整充放电功率，来实现白昼互补和冬夏互补，调节系统输出功率平滑稳定，进一步减少甚至消除新能源因环境因素造成的昼夜峰谷差。最后，考虑储能全寿命周期成本、峰谷差套利与节能减排的效益问题，采用群体智能寻优算法，求解储能系统最佳装机容量和充放电功率的配比问题，来实现储能设备使用率最大化，降低企业初始投资成本和后期运维成本。

（3）考虑电网功率平衡分配的储能运行优化

在部分省市的辅助服务细则中规定，储能电站装机规模满足准入要求，可直接注册为电力辅助市场成员参与电网的电力输配和优化调度。首先，在以往研究中，储能系统模型通常采取一阶惯性环节，太过于简单，未考虑电池自身特性。若在电网调度中应用，易出现电网需求大于储能系统调节余量的现象。储能系统应选取高阶模型，并建立成本、容量、充放电功率、SOC、DOD等约束条件，实现对上网储能系统的精细化管理。其次，面对新能源进行并网、离网或其他扰动时[50]，可以使用内点法、外点法、神经网络等方法解决复杂的非线性寻优问题，即提高储能系统抗扰动的平衡控制效果，避免系统单点故障造成电网系统波动较大。然后，研究电力系统的潮流特点和分布规律，来应对大规模储能系统上网需求的增长趋势，优化传统能源、风电、光伏、储能之间调度分配策略。尤其在电网负荷变动的高发期，机组资源和负荷需求容易出现供需不平衡的现象，通过卡尔曼滤波或傅里叶变换等方法将电网需求划分为低频需求和中高频率需求，根据系统特性分别由传统能源、风电、光伏和储能进行承担，采用动态规划、整数规划、多目标优化等算法实现对电网资源的动态分配，合理分配机组资源和负荷需求，实现储能快速提供有功、无功补偿的作用，提高线路输送能力，从而减少变电站、输电线路的建设费用。

（4）储能系统的纵向融合发展

智慧综合能源作为具有综合属性和智慧属性的能源新产业正悄然兴起，催生了以用户侧为中心的多元化能源需求，充分利用可再生能源等清洁能源。其中，储能起到了提高能源利用率、改善电能品质和降低用电成本的作用。鲜有学者对储能的电、热、冷、气等供能方式进行综合一体化研究，应建立不同季节、不同功能的需求模型，并从园区电池类型、容量配置、运维成本和建造成本的角度建立储能系统全生命周期模型，计算高峰负荷转移带来的收益增值，进行综合经济性分析评价。不断探索并引进“新能源+储能”协同控制策略的新优化方案，应用于智慧综合能源储能项目，加强储能在纵向能源多供应环节(发电侧、配电侧、用户侧)之间的协同控制，促进绿色能源与用户侧深度融合，减少碳需求，降低使用电价，提高电能质量和能源利用率。

4.4 “储能+”发展理念

双碳目标理念引领着新能源行业大规模渗透到电力系统，而新能源电站配备储能电站已经是行业共识和实际需要。国家能源局也在大力推崇一站式综合能源示范园区，储能系统也成为风光荷电储中的重要一环。“储能+”发展理念应运而生，“储能+传统发电”改善机组性能，提高负荷需求响应速度；“储能+新能源发电”减少了弃光弃风现象，提高新能源利用效率，平缓过渡；“储能+电网”减少区域控制误差，削弱新能源并网影响；“储能+用户”降低用电成本。因此，储能的发展势必呈现集中式服务和分布式服务的情形，如图1所示。电力系统常在火电、风电、光伏、综合能源园区等领域配备一定容量的储能，一般而言，各储能系统作为独立个体只服务所配套设施。若发电设备发生停机维护或未中标低负荷运行时，储能设备则处于闲置或半闲置状态，尤其是太过依赖于外界因素的新能源经常发生摆停、假停等现象，从而造成储能闲置率较高，设备资源利用率低下。当分布式储能的装机容量在电力系统中占据一定比重时，无形增加了发电成本，且使用效率低下，无法充分发挥储能的潜力作用。若将分布式储能通过某种聚拢技术进行联合调控，闲置储能将得到合理利用，存储局部电网调节余量，打破各个传统储能系统之间壁垒，有助于电网和发电行业进行联合运行调控，提高电能品质和储能系统利用率。

图1 分布式储能和集中式储能对比Fig.1 Comparison of distributed energy storage and centralized energy storage

5 储能发展建议

未来40 年，我国能源产业的发展势必以绿色低碳循环发展作为主基调，实现双碳目标作为主旋律，大力发展清洁能源作为主渠道，升级能源产业链作为主阵地，推动我国绿色清洁能源发展迈上新台阶。

5.1 推进储能政策改革

储能系统是双碳目标实现的保障，在新能源并网、电网调峰调频等场景中发挥重要作用。但是，从目前储能政策角度来看，关于储能政策带来的红利，在储能的成本、建设、研究、应用等方面显得杯水车薪，我国能有效解决储能问题的措施相对较少。因此，本文提出以下几点建议。

（1）明确储能主体地位，不仅将大功率、大容量的储能系统纳入独立主体，也应涵盖中小储能电站，并给予更明确的政策支持，打造储能市场交易平台，并将储能作为独立主体纳入碳交易市场。

（2）健全辅助补偿机制，中国的地域、电力市场和用电需求均参差不齐，需考虑地域和需求因素，辅助服务应实行多阶梯动态补偿机制，扩大峰谷电价差，按调节效果付费，补偿储能带来的经济效益和社会效益，改善辅助服务的补偿标准，合理疏导储能系统成本。

（3）鼓励投资方式、交易方式的多元化，在电力系统安全稳定运营的大环境下，鼓励电力市场在发电侧、电网侧、用户侧配备储能设施，放宽储能电商与储能电商、储能电商与电网、储能电商与电力市场之间多边交易的权限，拓宽储能的交易渠道，提高储能项目的投资回报率和年收益率。

（4）合理规划储能产业布局，新能源“一刀切”配备储能的方式没有考虑实际工程需求、设备成本因素等情况，也不利于实现双碳目标，往往会造成资源浪费。应着重分析新能源的发电形式、装机规模、地理位置等因素，结合储能系统的电池类型、选址要求、配备需求等产品信息，提出储能和新能源相适应的配置指导方案。

（5）加强监管与完善考核，电池管理系统(BMS)、能量管理系统(EMS)、功率转换系统(PCS)、电站等安全标准较为滞后，应建立储能市场监管办法，完善不同阶段储能电站的安全标准体系，包括已建、在建、已规划未建等情况，统筹规划储能、发电机组、电网协同控制的稳定性、安全性、规范性等实际问题，明确安全责任，避免网源脱钩现象。

5.2 深入储能本体研究

近几年储能技术推陈出新，降低储能成本和提高设备安全性是储能关键技术不断创新的目标，未来储能技术发展有以下3个方面需进行拓展研究。

（1）深化基础性研究。深入电池技术研发，开发出低成本、长寿命、高安全、环境友好的电池，满足不同应用场景对储能的需求；加快新型电池研发，如固态电池、水系锂离子电池、金属空气电池等，全面进行基础性能评估和测试，缩短从研发到应用的时间周期，采用综合性能更优秀的电池代替传统电池。

（2）加快混合式储能研发与应用。通过更换电极材料、调整电解质布局、优化电池结构、寻找新型储能材料等方式，优化电池基础性能，逐步实现大容量混合式储能的研发与应用，取代多种储能同时配备现象，提高混合式储能系统的整体性管控技术。

（3）优化顶层设计。BMS 技术、EMS 技术、PCS技术决定储能系统应用高度与广度，实时监测储能设备运行状态，优化电池充放电策略和能源管理策略，以实际工况和应用环境调整策略方法，提高储能系统充放电效率和使用寿命。

5.3 多种能源储能联合运行

储能已广泛应用于电力系统，在提升电能质量、提高新能源消纳能力等方面起着不可或缺的重要作用。针对发电侧、电网侧、用户侧配备储能可以从以下几个方面提高能源利用率和机组性能。

（1）提高储能模型仿真技术。根据不同储能电池类型和特性，提出适用于不同应用场景的储能模型和仿真技术，为配置需求分析、协同控制分析、经济性分析、储能布局分析等方面奠定基础。

（2）进行配置需求分析，以提高所配系统的调节性能为目标。开展功率配置分析、容量配置分析、安全性和经济性分析等，使得储能系统恰好满足优化调节性能的需求，避免出现闲置、半闲置或过需的现象，解决投入成本与收支完全不平衡问题，实现储能配置合理化。

（3）优化协同控制策略。储能已联合火电、风电、光伏等多种能源参与到电力系统辅助服务，但都各自为营，缺乏协同控制之间的紧密性，对波动较大或紧急情况无法及时处理。①机组协同控制的关键是动态多目标跟踪，实现机组出力状态毫秒级通信，实时更新信道数据，掌握第一手资料。②机组协同控制的重点是机组负荷预测，由丰富历史数据通过深度学习、神经网络、聚类降维等智能算法分析机组运行规律、运行工况、电网需求，建立运行状态智能诊断库，完成在多时间尺度下不同出力状态预测，满足预测值和真值之间紧密贴合的要求。③优化协同控制策略，不仅仅采用传统的前馈、反馈等控制方式，在保证运行效率和稳定性的基础上，应建立多级、多抉择、多复合式的控制策略，综合考虑各发电侧、电网侧、用户侧的需求，既要满足储能和多源端联合出力紧贴电网指令的要求，也要维护电网功率分配均衡。

（4）经济性分析。从储能系统全生命周期分析经济效益，包含投资、建设、运营、维护、退役等五个阶段，考核多源配储协同控制效果和储能容量的合理性，提出综合调节性能、补偿收益、均度电成本、投资回报率等经济性指标，并对下一阶段储能与多源之间联合调控策略优化和产区升级改造提供指导帮助。

（5）优化储能产业布局。储能在改善新能源出力上效果明显，应深入研究能源产业结构，在新能源集中地应合理配置储能，以优化储能的地理结构。同时结合电网运行规律和地域特点，配置适应环境和需求的储能系统，从而达到按需布局和按域布局的储能分布架构。

（6）灵活改造原机组性能。储能系统角色定位始终处于配角，维护电网运行安全和稳定的主体仍是火电、新能源等电能生产本体。因此，应该：①完善预测模型和控制策略，基于历史经验数据库与实时数据交互建立精准预测机组出力状态模型，并优化系统关键参数的控制逻辑，实现出力不足或过盈的动态修复，保证调节过程的稳定性和时效性，如光伏板向阳角、火电主蒸汽温度等；②风电、光伏等新能源机组作为区域联合共同体集中运行，将夜间风电高峰和日间光伏高峰共线传输，保证整体输出平稳，减少对储能的依赖；③灵活改造传统能源行业，利用各环节蓄能调节机组性能，如蓄热、转动惯量等，快速响应电网负荷要求，从而实现电网灵活调配各机组参与辅助服务。

5.4 分布式储能集中管控

随着电力系统发电机组逐步配备储能系统，其总装机容量达到全国总发电装机容量的10%以上，储能系统的投资成本、维护成本、调节性能都将极大影响着电网的供需平衡和经济效益。而且储能系统之间的类型、用途、容量等参数均不一致，甚至部分电站自身采用混合式储能系统，难以实现聚合调控。基于此，关于分布式储能集中管控可以从以下几个部分进行研究。

（1）改善信息交互效果，实现分布式储能和电网之间沟通信号更加智能灵活，增强各储能系统稳定性和拓展性，为储能联控奠定基础。

（2）提高混合储能技术，在同一区域下，将电-热-冷-气混合式储能系统作为整体配备在需求侧，实现多种能量之间相互转化，减少多种投资建造成本。

（3）集成智能算法，实现多目标功率动态跟踪和预测，完成日前购电计划，在机组和储能设备的相关约束下，优化边界利益，保证多边利益均衡。

（4）搭建多级或区域级储能系统运行监测管控智能一体化平台，实现对各站储能系统充放电功率、DOD、SOC 等指标实时监测，分配、下发电网的调度指令，统筹调节电网电能的品质问题，为各电站升级改造和电网优化提供一定的指导意见。

（5）探索分布式储能系统参与电网辅助服务的经济性分析方法。

6 结 语

“十四五”规划明确提出储能是建设现代化基础设施体系的重要一环，并且实现“碳中和”的目标需要风电和光伏等新能源在电力系统中成为发电主体。因此，发展储能在新能源大规模并网的过程中势在必行。在电力市场改革中，各项政策也正在积极引导各电力企业和用户按需配置储能系统，储能市场发展前景如日中天。

通过梳理现阶段储能的市场应用现状和发展关键技术，发现储能市场进入到关键期和瓶颈期，亟需解决储能工程的成本昂贵和收支平衡问题。然而，国家政策和地方政策直接决定了储能系统收支来源的类型，储能电池决定了系统投资成本上下限，协同控制效果决定了系统补偿收益，分布式储能集中管控的应用决定了储能利用率的大小。从四个维度对储能市场未来发展提出相应合理的建议，完善储能政策导向，优化多端多源联控效果，延长储能设备使用寿命，提高能源利用效率，完成储能系统成本有效疏导，从而推动储能从商业化发展到规模化发展，最终实现全面市场化发展。