储能提高电力系统运行效率，在发电侧，可提供无功电压支撑，来解决新能源的波动性。在电网侧，储能可参与调峰调频，起到补充电压支撑、紧急备用的作用。

——南方电网能源发展研究院有限责任公司新能源研究所副所长杨再敏

2023年4月13日上午，2023年新型电力系统产学研融合发展大会在华北电力大学顺利召开。会议邀请多位专家、学者对中国新能源形势、市场分析解读，促进新技术、新成果和新产品在新型电力系统领域的转化应用。

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会上，南方电网能源发展研究院有限责任公司新能源研究所副所长杨再敏带来《新型电力系统与储能发展的思考与展望》的主题演讲。北极星电力网整理如下：

杨再敏表示，新型电力系统建设面临以下几方面挑战。技术层面，系统转动惯量变小，降低电网抗扰动能力；频率电压的耐受能力不足，易引发一些连锁的故障；新能源波动造成线路潮流能波动比较大；大规模的电力电子设备应用容易引发系统的稳定和振荡的问题。

同时，电力保供难度增加。发电成本面临挑战，目前陆上新能源发电已基本实现平价上网，海上风电成本较高。即使新能源实现了平价上网，但为了大规模消纳新能源，还要配备很多的调节资源，调节能源不管是火电、气电还是储能，综合成本目前来看比较高。

杨再敏介绍到，储能总体上具有三方面作用。第一，储能绿色、安全、高效，主要是配合新能源，在调峰上来实现解决新能源出力和用电不匹配的问题，来充分消纳新能源，实现绿色发展。

第二，储能能够有效解决新型电力系统面临问题，包括电力电子化、高比例新能源等。

第三，储能提高电力系统运行效率，在发电侧，可提供无功电压支撑，来解决新能源的波动性。在电网侧，储能可参与调峰调频，缓解电网阻塞，延缓电网的投资，起到补充电压支撑、紧急备用的作用。在负荷侧，储能应用比较广泛，各个场景灵活实现用电需求。

杨再敏介绍到储能发展现状。一方面储能在新型电力系统中发挥大的作用，促进新能源消纳。另外在产业方面，国家将储能的产业当成重要的新兴产业来发展。在投资回报机制上，目前多采用储能+的模式。电源侧，新能源配储能主要是减少弃风弃光，或通过租赁和共享模式推进储能的配置。电网侧，以租赁的方式或者参与电力市场来回收成本。用户侧，通过来参与峰谷电价套利，在峰谷电价差比较大的地方已有一些应用。

他表示，储能发展存在四方面问题，第一，现在新型储能技术经济性和成熟度有待提高。第二方面，市场化机制不大健全，成本的疏导机制不完善。第三，新型储能已基抽水蓄能受地形条件的限制，大规模发展还是比较受限。第四，新型储能包括电化学储能的安全问题还是制约行业发展的大问题。

他还介绍到，南方电网公司近年来积极支持储能发展的应用。早在2019年出台加快促进电化学储能发展的指导意见。2021年8月，南方电网公司印发进一步加快电化学储能的指导意见，提出两批电网侧储能示范的电站，提出2025年要从商业化初期到规模化的转变，2030年储能业务实现全面的市场化。2022年底，南网公司印发《南方电网新型储能建设指南》，主要从规范储能的功能定位、配置原则、接入要求、商业模式、并网管理、调度管理等方面做了一些指导性的规范。据可靠数据测算，南方电网在未来几年储能需求预计在600万千瓦左右，目前需求100万千瓦左右。

最后，关于储能发展杨再敏提出五方面建议。

第一，充分挖掘需求侧调节资源。不管是常规火电灵活性改造还是新型储能，以及大量的分布式能源包括柔性负荷、电动汽车等，都可以通过虚拟电厂需求侧的技术来被充分挖掘利用。

第二，储能应该集中式与分布式相结合发展。根据不同技术路线来调整。

第三，探索和研究储能技术路线。目前电化学储能、锂电池储能的技术，在安全性、经济性方面还有差距，技术路线整体还是延续动力电池的技术路线，能量密度高、充放电次数没这么高。电网对储能要求不同，对能量密度要求不高、对充电次数要求6000次或更多，安全性要求高，因此在技术路线上需要做一些探索和研究。

第四，共享储能。场站自建自用很难恢复成本，现在以及未来通过电力市场机制完成、参与电力市场，储能应采取统一调度、共享使用的方式。

第五，完善价格机制。在目前成本的技术条件下，如果按照并网电价来算，储能电站比较难回收成本。他建议，探索完善相关机制，并根据储能经济性的发展来不断完善调整。

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