新能源電力系統(tǒng)中新型儲能高質(zhì)量規(guī)模化配置
——以安徽新型電力系統(tǒng)為例

陳 欣，張姍姍,方小枝

(1.安徽工業(yè)經(jīng)濟職業(yè)技術(shù)學(xué)院，安徽 合肥 230051；2.合肥學(xué)院，安徽 合肥 2306010)

“2030碳達峰、2060碳中和”是“人類命運共同體”“中國智慧”重要組成。構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)是實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的關(guān)鍵。國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，2021年全國發(fā)電裝機容量約23.8億kW，其中風(fēng)電和太陽能發(fā)電等新能源裝機63504萬kW，占比26.7%，新能源發(fā)電量突破1萬億kW·h，約占11.9%，距離2030年碳達峰目標(biāo)全國裝機占比50%和發(fā)電量占比22%存在巨大增長空間。展望十四五，高比例大規(guī)模新能源并網(wǎng)給安徽電網(wǎng)的電能質(zhì)量、安全可靠運行、調(diào)頻調(diào)峰和削峰填谷等方面帶來重大挑戰(zhàn)。在電力系統(tǒng)發(fā)電—電網(wǎng)—用戶側(cè)植入儲能技術(shù)是構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的核心。為此，國家地方陸續(xù)出臺了《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》《安徽省電力供應(yīng)保障三年行動方案(2022—2024年)》等政策，目標(biāo)直指新型儲能2025年實現(xiàn)大規(guī)模應(yīng)用，2030年實現(xiàn)全面市場化。在“風(fēng)光火儲一體化”和“源網(wǎng)荷儲一體化”系統(tǒng)中，新型儲能規(guī)模過大，系統(tǒng)經(jīng)濟性差；規(guī)模過小，系統(tǒng)安全性和穩(wěn)定性低。因此，新型儲能配置質(zhì)量高低將深刻影響新型電力系統(tǒng)的規(guī)劃、運行、控制和資源配置結(jié)構(gòu)。本文以安徽新型電力系統(tǒng)為例，分析了以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)構(gòu)建過程中新型儲能高質(zhì)量規(guī)?；渲脝栴}，并論述了實現(xiàn)新型儲能高質(zhì)量規(guī)?；渲玫姆椒ǎ瑸殡娏ο到y(tǒng)改革發(fā)展提供參考。

1 新型儲能發(fā)展情況

1.1 國內(nèi)外新型儲能發(fā)展

儲能主要是指電能的儲存。新型儲能主要有氫儲能、壓縮空氣儲能、電化學(xué)儲能、飛輪儲能等方式，但不包括抽水蓄能。《2021儲能產(chǎn)業(yè)應(yīng)用研究報告》顯示，2020年全球儲能累計裝機容量192.2GW，同比增長3.4%，其中新型儲能占比10.5%，包括電化學(xué)儲能13600MW，壓縮空氣儲能1672.8MW，飛輪儲能966.2MW，氫能儲能28.0MW等。2021年7月，《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》制定了裝機容量3000萬kW以上的儲能發(fā)展目標(biāo)，《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》要求發(fā)揮市場決定價格作用，優(yōu)化分時電價機制，儲能作為電力市場參與主體的身份予以明確。截至2021年10月，174項國家及地方政策出臺，促進儲能應(yīng)用跨越式發(fā)展。2021年上半年，我國新增新型儲能項目257個，同比2020年增長60%，儲能規(guī)模1180萬kW，增長8倍，其中百兆瓦級超大規(guī)模項目34個。目前，電化學(xué)儲能是新型儲能的主力，新增項目覆蓋27個省，新能源電源側(cè)裝機占比大于50%[1]。2020年，我國儲能市場裝機規(guī)模為36.1GW，位居全球第一，其中包括電化學(xué)儲能裝機3272.5MW在內(nèi)的新型儲能裝機累計占10.4%。

1.2 安徽新型儲能建設(shè)情況

截至2021年12月，安徽發(fā)電裝機容量數(shù)據(jù)為8465.7萬kW，其中可再生能源約占35.0%。發(fā)電量數(shù)據(jù)為3044.51億kW·h，其中風(fēng)電和太陽能發(fā)電合計261.4億kW·h，合計占8.6%。據(jù)統(tǒng)計，安徽電化學(xué)儲能裝機規(guī)模位列廣東、江蘇、青海之后排名第四，新能源+儲能、調(diào)峰儲能市場全國排名都是第二，調(diào)頻儲能、電網(wǎng)側(cè)儲能市場排名靠后(見表1)。

表1 新型儲能應(yīng)用統(tǒng)計

2019年至今，安徽新增新型儲能項目情況如下：

2019年9月，我國首個1MW分布式氫能綜合利用站電網(wǎng)調(diào)峰示范項目在六安開工，2021年8月完成運行前聯(lián)調(diào)試驗。2020年6月19日，淮北濉溪孫疃風(fēng)電場50MW項目完成并網(wǎng)，安徽省“風(fēng)電+電化學(xué)儲能”建設(shè)模式取得歷史性突破。2020年10月22日，金寨100MW/200MW電網(wǎng)側(cè)+電化學(xué)儲能項目正式開工，將實現(xiàn)源網(wǎng)荷協(xié)同調(diào)控。2021年9月30日，淮北譚家變電站+電化學(xué)儲能項目開工，將實現(xiàn)“5G+源網(wǎng)荷儲”深度融合。安徽省能源局文件顯示，2021年安徽省分兩批公示了4000 MW光伏項目和1166 MW風(fēng)電項目，根據(jù)儲能配置不低于10%的要求，將新增儲能裝機容量為516.6 MW。綜上，安徽新型儲能市場處于發(fā)力加速階段，氫能儲能布局超前未來可期，電化學(xué)儲能成長較快，整體市場潛力巨大。

2 安徽新型電力系統(tǒng)內(nèi)涵特征

安徽地處長三角電力消費腹地，皖北火電集中，皖南和大別山區(qū)小水電豐富，是全國首批光伏扶貧示范省。安徽電網(wǎng)已建有1000kV淮南—浙北—上海特高壓交流、±800kV白鶴灘—江蘇特高壓直流、±1100kV昌吉—古泉特高壓直流[2]等百余條超高壓、特高壓的交直流混聯(lián)體系，是國家“西電東送”、“皖電東送”和新能源消納的“橋頭堡”。安徽電網(wǎng)除具有全國電網(wǎng)“兩高一低”(即新能源占比高、電力電子設(shè)備占比高、系統(tǒng)轉(zhuǎn)換慣量低)特征外，還有具有“虛擬電廠”分散、新能源超極限消納、輸電密集通道多等新特征。

未來新型電力系統(tǒng)將是特高壓骨干電網(wǎng)+智能微網(wǎng)組成的交直流混聯(lián)系統(tǒng)，可用“安全高效、靈活可控、友好智能”概括。具體而言，電源側(cè)，新能源+儲能將成為發(fā)電主體；電網(wǎng)側(cè)，電網(wǎng)+儲能是削峰填谷、調(diào)頻調(diào)峰智能化供電主體；用戶側(cè)，儲能與分布式電源結(jié)合形成智能微電網(wǎng)，解決新能源就地消納問題，提升供電可靠性。

3 新能源電力系統(tǒng)中新型儲能規(guī)?；渲秒y點及分析

3.1 新型儲能規(guī)?；c電力系統(tǒng)穩(wěn)定性沖突問題

2020年安徽新能源發(fā)電量占比為5.2%，遠低于全國平均值11.0%，距離我國2025年碳達峰占比22%和2050年碳中和占比86%相去甚遠。2021年安徽省非水電消納責(zé)任權(quán)重最低值為14.0%，激勵值15.4%，預(yù)計2022年最低預(yù)期值15.25%[3]。目標(biāo)、考核和政策等推動安徽新能源電力快速發(fā)展，高比例新型儲能降低電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性。

用戶側(cè)，社會能源消費結(jié)構(gòu)將加速向電氣化和高效化轉(zhuǎn)變，到2050年電能的使用占比將達到49%。據(jù)測算，“十四五”安徽電力需求增速約7%，2024年用電負荷最高約6530萬kW，若備用率12%，則電力需求將達7314萬kW，現(xiàn)僅有4835萬kW可供應(yīng)，電力需求缺口驅(qū)動電源側(cè)電力增量投資。電源側(cè)，安徽省能源局文件顯示，2022-2024年規(guī)劃火電新增699萬kW，電源靈活性改造400萬kW(含儲能120萬kW)，剛性要求風(fēng)電和光伏電站必須配置電化學(xué)儲能比例達10%以上，煤電改造項目則要求配置20%以上的電化學(xué)儲能。2021年，安徽省風(fēng)電和光伏新增規(guī)模為6GW，分別為風(fēng)電1GW、光伏4GW和煤電靈活性改造配置1GW[4]。皖北16家風(fēng)電廠主動配置了19.5萬kW的儲能。電網(wǎng)側(cè)要求，推動全省電化學(xué)儲能建設(shè)，鼓勵電網(wǎng)側(cè)儲能項目建設(shè)[5]。處于西電東送的安徽電網(wǎng)還需配置密集過境通道新型儲能。綜上，新型儲能配置正從用戶側(cè)向電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)過渡，呈規(guī)模化配置趨勢。規(guī)?；滦蛢δ芘渲脤?yán)重影響電力系統(tǒng)穩(wěn)定性。

電力系統(tǒng)穩(wěn)定性與電網(wǎng)接入方式相關(guān)，傳統(tǒng)火電水電廠通過同步電機接入，風(fēng)電、光伏新能源均通過電力電子裝置接入[6]。因電力電子器件是物理零慣量器件，會降低電網(wǎng)系統(tǒng)慣量。新能源出力隨機性和波動性會導(dǎo)致線路無功的流向和規(guī)模頻繁變化，僅靠電網(wǎng)無功調(diào)節(jié)不足以消除調(diào)壓需求(見表2)。當(dāng)新能源機組低電壓穿越能力低于極限值時，任何輕微電網(wǎng)故障，也可能引發(fā)電源供電切除，造成重大安全事故。新能源消納成為新型電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性課題。國際上，我國相應(yīng)規(guī)模的新能源消納問題尚無經(jīng)驗借鑒。因為我國新能源“大規(guī)?！笔侵盖f千瓦級，歐洲是幾十萬千瓦級。我國“長距離”電力輸送是幾百上千公里，歐洲僅為一百公里左右。我國現(xiàn)有做法是，空間能源錯配問題通過高壓特高壓解決，時間上電力供需錯配問題則需儲能解決。2020年，安徽電網(wǎng)雖然已實現(xiàn)新能源100%消納，但已屬超極限消納，提升空間有限。安徽以燃煤火電為主，現(xiàn)有的響水澗、金寨、績溪等抽水蓄能調(diào)節(jié)能力不能滿足電力調(diào)節(jié)增長需求，火電調(diào)峰深度普遍不高，系統(tǒng)消納能力顯著不足。相反，在新型電力系統(tǒng)發(fā)—輸—配—用環(huán)節(jié)配置新型儲能(如電化學(xué)儲能)則可實現(xiàn)多時間尺度供電，快速靈活轉(zhuǎn)換，是解決大量新能源并網(wǎng)引起的電力平衡問題和系統(tǒng)穩(wěn)定性風(fēng)險的關(guān)鍵支撐技術(shù)[7]。同時確保新型儲能規(guī)?；c新型電力系統(tǒng)穩(wěn)定性融合發(fā)展是必要的。

表2 常規(guī)能源與新能源特性對比

3.2 新型儲能經(jīng)濟性與系統(tǒng)電價改革難點問題

在政策推動下，新能源風(fēng)電光伏發(fā)電已完成從高額補貼到平價上網(wǎng)的過渡，但儲能成本補償即經(jīng)濟性問題仍較模糊。電源側(cè)，火電+儲能組合調(diào)頻調(diào)峰頂峰出力的仍然是火電機組，儲能投資如何回報尚不清楚。電網(wǎng)側(cè)，電網(wǎng)+儲能組合一般是電網(wǎng)企業(yè)自己投資自己運營，政策規(guī)定儲能成本不計入輸-配-電價，即無收益。用戶側(cè)，風(fēng)電光伏+儲能組合主要依賴峰谷價差，峰谷價差較小，投資回報期長降低了儲能經(jīng)濟性，也降低了投資者意愿，繼而影響其規(guī)?；l(fā)展。電價上漲，有助于提高新型儲能的經(jīng)濟性，但會對全國物價水平和經(jīng)濟通脹預(yù)期等產(chǎn)生有重大影響，國家需綜合考量。

降低儲能成本和探索電力價格市場化分?jǐn)倷C制是出路。降低儲能成本不僅要考慮新能源發(fā)電成本，還應(yīng)統(tǒng)籌電力系統(tǒng)消納成本。在我國“5+2+N”電力投資格局下，儲能經(jīng)濟性要與國家電力價格市場化改革整體聯(lián)動。國家能源局提出“電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站”參與分享電價和“替代性儲能設(shè)施成本[8]”計入輸—配—電價的政策。國家發(fā)改委發(fā)布了推廣分時電價范圍、拉大峰谷電價差、擴大尖峰電價上浮比例、引導(dǎo)用戶高峰時錯峰避峰和低谷時調(diào)整負荷消納[9]儲能的政策文件。安徽省能源局為電源側(cè)儲能指出與火電自建、合建共享或者購買服務(wù)的盈利方向。2021年11月，浙江省能源局制定了對年利用小時數(shù)不低于600小時調(diào)峰項目給予170～200元/千瓦·年容量補償并逐年退坡的激勵政策，同時對Kpd值>0.9的火電調(diào)頻按儲能容量給予20萬kW/GW/月調(diào)頻獎勵[10]用煤量指標(biāo)。此均為新型儲能經(jīng)濟性與電力價格改革融合發(fā)展帶來了啟示。提高新型儲能經(jīng)濟性必須綜合考量電力系統(tǒng)電價改革。

3.3 新型儲能安全性與電力系統(tǒng)可靠性要求問題

2021年4月16日，北京國軒福威斯集美大紅門儲能電站爆炸事故是至今我國最嚴(yán)重的儲能安全事故，大火持續(xù)燃燒12小時，犧牲2名消防員。該電站是用戶側(cè)直流光儲充一體化項目，采用25kW·h磷酸鐵鋰電池儲能，屬新型儲能技術(shù)。事故說明提高儲能經(jīng)濟性的同時不能忽視儲能安全性問題。儲能安全性不僅僅是技術(shù)問題更是管理問題，必須把其統(tǒng)籌納入電力系統(tǒng)可靠性管理中來。儲能技術(shù)涉及機械、控制、材料、電氣和熱物理等多個學(xué)科領(lǐng)域，電芯熱穩(wěn)定性能、過電、泄壓、過流及漏電等都會增加儲能電站事故概率。安徽電力系統(tǒng)已建成電壓等級最高的交直流混聯(lián)系統(tǒng)，有直流型的電源，也有交流型的電源；有直流負荷，也有交流負荷。交流和直流耦合以及配電和用電耦合[11]都在考驗電力系統(tǒng)的可靠性。電源側(cè)或電網(wǎng)側(cè)如果發(fā)生儲能爆炸事故，輕則會直接影響到超高壓特高壓“西電東送、準(zhǔn)電南送”，重則會造成華東電網(wǎng)解列、長三角工商企業(yè)停產(chǎn)和電力設(shè)備報廢，甚至?xí)斐蓢夜歉呻娋W(wǎng)和架構(gòu)重構(gòu)，其后果是不可估量的。把儲能安全性問題納入新型電力系統(tǒng)可靠性整體構(gòu)架中考量確保新型儲能配置高質(zhì)量是必要的。

4 新能源電力系統(tǒng)中新型儲能高質(zhì)量規(guī)?；渲梅椒?/h2>

4.1 以經(jīng)濟性和并網(wǎng)性能指標(biāo)配置新型儲能規(guī)模

安徽新型電力系統(tǒng)構(gòu)建應(yīng)與安徽省能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型相適應(yīng)。目前，安徽的能源結(jié)構(gòu)是以燃煤電力為供應(yīng)主力，以抽水蓄能為消納主力，儲能配置規(guī)模需置于“源—網(wǎng)—荷”及“技術(shù)—政策”等要素統(tǒng)籌考慮。儲能配置規(guī)模大、并網(wǎng)性能強，則儲能投資及運行維護成本高。相反，規(guī)模小、性能弱，則不能滿足新型電力系統(tǒng)未來發(fā)展需要。如圖1所示，“4”是指“源—網(wǎng)—荷”側(cè)+技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)決定新能源消納的潛力；“2”是指儲能“政策引導(dǎo)”和“市場配置”，如電力系統(tǒng)接入標(biāo)準(zhǔn)和電調(diào)規(guī)定等，則決定新能源消納潛力作用深度。

圖1 安徽電網(wǎng)影響新能源消納的關(guān)鍵因素

以安徽電網(wǎng)運行數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，采用交直流配用電系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)與暫態(tài)仿真分析工具對規(guī)?；瘍δ芟到y(tǒng)消納新能源進行定量分析和評估，確定評價消納水平的四個指標(biāo)(見圖2)。一是系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。優(yōu)化電源結(jié)構(gòu)及擴大備用容量是提升新能源消納能力的基礎(chǔ)。新能源并網(wǎng)需配置一定規(guī)模的靈活調(diào)節(jié)電源或儲能增強調(diào)節(jié)能力?；A(chǔ)調(diào)節(jié)服務(wù)仍需由傳統(tǒng)火電氣電等大型可控電源提供，作為電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定的基石；增量調(diào)節(jié)服務(wù)則需要通過增加用戶側(cè)虛擬電廠和源側(cè)網(wǎng)側(cè)新型儲能容量完成，進而構(gòu)建短時儲能與長時儲能互補結(jié)構(gòu)，形成全時間尺度的系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力[12]。二是電網(wǎng)輸電能力。國家電網(wǎng)按照調(diào)節(jié)層次分為網(wǎng)—省—地—縣網(wǎng)。新能源并網(wǎng)可選擇在區(qū)域電網(wǎng)和上一層級電網(wǎng)消納，當(dāng)本層級電網(wǎng)根據(jù)負荷峰谷的時間差消除新能源出力波動性影響仍有備用容量時，可通過提升上一層級電網(wǎng)輸電能力，擴大電力平衡區(qū)域范圍達到提升消納規(guī)模目的。三是并網(wǎng)技術(shù)性能。國家電網(wǎng)相繼于2010年、2011年和2012年頒布并實施了《分布式能源、光伏電站和風(fēng)電場接入電力系統(tǒng)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)定》，在電能質(zhì)量、低電壓穿越、電能計量、信號監(jiān)控和功率控制等方面提出了并網(wǎng)技術(shù)及要求，新能源并網(wǎng)標(biāo)準(zhǔn)是電網(wǎng)消納的技術(shù)極限。電網(wǎng)進行數(shù)字化智能化技術(shù)改造和轉(zhuǎn)型升級柔性直流輸電技術(shù)能提升電力系統(tǒng)穩(wěn)定性，提升系統(tǒng)對新能源的消納能力，提高輸配電網(wǎng)可靠性和靈活性[13]。四是調(diào)度運行水平。優(yōu)化現(xiàn)有的網(wǎng)—省—地—縣電力運行檢測與調(diào)控體系，打通發(fā)—輸—變—配—用環(huán)節(jié)，提升新能源發(fā)電和終端用電的預(yù)測精準(zhǔn)度，進而合理安排系統(tǒng)中不同電源的運行模式，提升電調(diào)水平有助于新能源并網(wǎng)消納能力最大化。強化預(yù)測精度考核，發(fā)揮獎懲功能引導(dǎo)發(fā)電用電端有序接入電網(wǎng)，進而降低棄風(fēng)率棄光率。

圖2 新型儲能促進新能源消納評價過程

我們把消納水平評價指標(biāo)再具體細化為電源—電網(wǎng)—用戶側(cè)詳細指標(biāo)。電源側(cè)明細指標(biāo)有新能源發(fā)電比例、并網(wǎng)時序、保障利用小時數(shù)和新能源發(fā)展強度等；電網(wǎng)側(cè)明細指標(biāo)有新能源裝機并網(wǎng)率、電網(wǎng)負荷率、系統(tǒng)儲能容量占比和外送電量中新能源發(fā)電量占比等；用戶側(cè)明細指標(biāo)有新能源消納電量權(quán)重、“虛擬電廠”充放電次數(shù)、可用率、放電深度、效率及新能源汽車有序充電用戶占比[14]等。在安徽電網(wǎng)的模擬仿真平臺上，首先，逐步隨機削減特定區(qū)域和應(yīng)用場景下儲能出力水平，分析消納水平指標(biāo)變化程度；其次，利用熵權(quán)法定義各指標(biāo)的權(quán)重，并統(tǒng)一指標(biāo)度量，用于衡量不同儲能電站對新能源消納水平的影響；最后，利用機器學(xué)習(xí)中的回歸分析方法建立儲能變化與評價度量的函數(shù)關(guān)系，根據(jù)模擬數(shù)據(jù)分析和評估儲能系統(tǒng)促進電網(wǎng)中新能源消納水平。

4.2 新型儲能商業(yè)模式實現(xiàn)市場資源配置

政策引導(dǎo)+市場化是風(fēng)電光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的經(jīng)驗范式，同樣適應(yīng)于儲能產(chǎn)業(yè)。目前，國家及地方政策中明確規(guī)定新能源+儲能的配置要求，發(fā)揮市場資源配置功能，促進儲能產(chǎn)業(yè)從政策驅(qū)動轉(zhuǎn)換為市場驅(qū)動，是實現(xiàn)儲能商業(yè)價值的關(guān)鍵。新型儲能要實現(xiàn)盈利需要成本降低和電價改革支撐。在確保儲能安全的前提下，通過“揭榜掛帥”方式，促進儲能集成商加大研發(fā)，持續(xù)技術(shù)攻關(guān)，重點突破長時間儲能技術(shù)，單次能量存儲和釋放可以大于4小時，發(fā)展8～10小時以上儲能技術(shù)，系統(tǒng)能量轉(zhuǎn)換效率高于90%，促進度電成本低至0.2元以下，進而實現(xiàn)吉瓦時級儲能電站[1]。據(jù)測算，增加光伏循環(huán)次數(shù)至3500～5000和利用等效小時數(shù)至1000～2500小時，也可以實現(xiàn)度電成本0.2～0.35元/kW·h的目標(biāo)，現(xiàn)行國家上網(wǎng)電價已為儲能規(guī)?；渲锰峁┝耸袌龌A(chǔ)。

2021年11月22日，國家電網(wǎng)《省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則(試行)》中“統(tǒng)一市場、兩級運作”的電力現(xiàn)貨市場規(guī)則，將有利于激發(fā)市場主體活力促進價值發(fā)現(xiàn)并優(yōu)化各地區(qū)資源配置，進而加快形成“統(tǒng)一開放、競爭有序”的電力中長期電能市場、現(xiàn)貨電能市場和輔助服務(wù)市場?，F(xiàn)有的儲能商業(yè)模式(見圖3)有電源側(cè)儲能+火電或新能源組合參與輔助服務(wù)市場，通過增加新能源電站增發(fā)電量獲取收益；電網(wǎng)側(cè)通過自建或租賃儲能電站賺取收益，獨立儲能電站參與發(fā)電被視為成為儲能市場化的突破口；用戶側(cè)以峰谷電價差套利，政府、公用事業(yè)、工商業(yè)會成為市場化驅(qū)動主力。2021年8月，安徽、浙江、四川等省開始實施大工業(yè)、一般工商業(yè)分時電價調(diào)整方案，如浙江提高大工業(yè)尖峰電價5.6分/度和高峰電價6分/度，降低大工業(yè)低谷電價6.38分/度，2024年擴展到一般工商業(yè)。拉大峰谷電價差，促進大工業(yè)和一般工商業(yè)開展風(fēng)光儲一體化發(fā)展有助于最先實現(xiàn)儲能市場資源規(guī)?；渲谩Ｎ磥?，若擴展至政府、公用事業(yè)、居民和農(nóng)戶則用戶側(cè)儲能產(chǎn)業(yè)市場化配置率先完成。國家大力發(fā)展電力銷售中介市場，破除電網(wǎng)公司壟斷地位，制定電網(wǎng)公司僅收取輸配電價、政府性基金及附加的限制政策，從而促進電源側(cè)供給+虛擬電廠供給+用戶側(cè)需求市場形成。電力需求端和供應(yīng)端可選擇直接簽訂或由電網(wǎng)公司代理簽訂“能源管理協(xié)議”(EMC)或“售電合同”，供需雙方均“以電力市場競價所得電價為基準(zhǔn)”每月參與市場競爭，最終實現(xiàn)儲能規(guī)?；袌雠渲?。

圖3 新型儲能商業(yè)模式市場化改革

5 結(jié)語

“2030碳達峰”“2060碳中和”是事關(guān)中華民族永續(xù)發(fā)展和構(gòu)建人類命運共同體[15]的“中國智慧”，發(fā)展綠色低碳的以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)是關(guān)鍵，在電源-電網(wǎng)-用戶側(cè)大規(guī)模植入新型儲能技術(shù)是核心。文章針對新型儲能的規(guī)?；?、經(jīng)濟性、安全性與新型電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性、電價改革、可靠性融合難題，建議統(tǒng)籌“源—網(wǎng)—荷”及“技術(shù)—政策—市場”等關(guān)鍵要素，采用系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)與暫態(tài)仿真分析工具，以系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、電網(wǎng)輸電能力、并網(wǎng)技術(shù)性能和調(diào)度運行水平為消納水平評價指標(biāo)，再細化至電源—電網(wǎng)—用戶側(cè)各具體指標(biāo)，利用機器學(xué)習(xí)中的回歸方法進行模擬數(shù)據(jù)分析和評估確定新型儲能經(jīng)濟規(guī)模。同時以電價市場化改革為突破口，從電源—電網(wǎng)—用戶側(cè)設(shè)計新型儲能商業(yè)模式實現(xiàn)從政策引導(dǎo)到市場驅(qū)動的轉(zhuǎn)換。電源側(cè)大規(guī)模配置新型儲能設(shè)施，傳統(tǒng)電廠大面積大落差靈活性改造，借助資源時間的差異，開展大電網(wǎng)跨地域電能調(diào)度；電網(wǎng)側(cè)發(fā)揮儲能獨立電站供電頂峰等能力；用戶側(cè)增強需求響應(yīng)計劃，引導(dǎo)有序用電，實施節(jié)能計劃，拉大峰谷差電價，提高尖峰電價，發(fā)展電能交易中介市場。未來，供給側(cè)新能源發(fā)電比重持續(xù)增長，需求側(cè)用戶電力消費比重快速提高，新型儲能是構(gòu)建以智能微網(wǎng)為分支和以特高壓電網(wǎng)為骨干的交直流混聯(lián)架構(gòu)的新型電力系統(tǒng)的關(guān)鍵支撐。新型儲能配置規(guī)模化程度和質(zhì)量高低將直接影響“2030碳達峰”“2060碳中和”的戰(zhàn)略目標(biāo)的實現(xiàn)。