雙碳目標下儲能參與電力系統(tǒng)輔助服務發(fā)展前景

劉志成，彭道剛，趙慧榮，王丹豪，劉育辰

（上海電力大學自動化工程學院，上海發(fā)電過程智能管控工程技術(shù)研究中心，上海 200090）

“十三五”規(guī)劃以來，我國在深入實施創(chuàng)新驅(qū)動發(fā)展戰(zhàn)略，顯著提高我國科技水平和創(chuàng)新能力。我國能源產(chǎn)業(yè)為社會和企業(yè)發(fā)展提供了強有力的保障。根據(jù)《2020年國民經(jīng)濟和社會發(fā)展統(tǒng)計公報》顯示(簡稱《2020 年公報》)，我國風電和光伏累計裝機容量分別占全國裝機量的12.8%和11.5%，而發(fā)電量分別占6.0%和3.3%，且風力和光伏的發(fā)電效率不足50%和30%。這是由于新能源的發(fā)電能力易受到時間、天氣、地理位置等環(huán)境因素影響，導致電能生產(chǎn)過程存在隨機性和波動性，無法給電網(wǎng)提供穩(wěn)定、持續(xù)、安全的電能供應[1]。

2020 年，中國提出“碳達峰”近景目標和“碳中和”遠景目標，促使清潔能源在我國能源產(chǎn)業(yè)中的比重將持續(xù)攀升[2]。2025—2030年，我國清潔能源裝機總量預計將與火力發(fā)電裝機容量持平，甚至實現(xiàn)反超；到2060 年，清潔能源裝機總量將遠超碳源機組，清潔能源發(fā)電將作為社會用電需求的主要承擔者。在實現(xiàn)“雙碳”目標的背景下，風電和光伏將廣泛應用于新型電力系統(tǒng)，逐步并入電網(wǎng)服務市場需求，來降低電力行業(yè)的碳排放量，但新能源的隨機特性會引起供需失衡現(xiàn)象，進而給電網(wǎng)調(diào)頻調(diào)峰帶來二次挑戰(zhàn)，也對火電機組靈活響應電網(wǎng)調(diào)度指令提出更高的要求。在電網(wǎng)結(jié)構(gòu)發(fā)生根本性重構(gòu)的過程中，對傳統(tǒng)火力發(fā)電機組的性能要求將更加嚴苛，需要更加規(guī)范考核標準和補償標準。儲能融入火力發(fā)電不僅幫助電廠提升性能指標[3]，也降低了碳排放量，有助于我國早日實現(xiàn)“碳中和”目標。

基于此，本文對儲能市場環(huán)境、現(xiàn)有政策、應用現(xiàn)狀進行調(diào)研與綜述，旨在對儲能參與電力市場輔助服務的補償機制和優(yōu)缺點進行系統(tǒng)化梳理，發(fā)現(xiàn)在雙碳目標下關(guān)于儲能市場發(fā)展的關(guān)鍵性問題，從政策改革、電池研究、協(xié)調(diào)控制、集中管控等角度提出針對性建議，探索未來儲能系統(tǒng)市場化發(fā)展之路。

1 儲能市場環(huán)境演變

1.1 儲能政策形勢變化

2017 年，美國具有全球最大的儲能市場，英國、澳大利亞、德國等國家開始研究儲能的發(fā)展趨勢和戰(zhàn)略定位，探索儲能在電力市場中的廣泛應用。同年，我國政府出臺《關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》(簡稱《2017 指導意見》)將儲能技術(shù)產(chǎn)業(yè)分為研發(fā)示范、商業(yè)化過渡和規(guī)?；l(fā)展等三個階段[4]，極大促進了中國儲能產(chǎn)業(yè)蓬勃發(fā)展，僅2017 年中國儲能產(chǎn)業(yè)規(guī)模的增速是儲能全球市場總和的5 倍[5]。翌年，中國電化學儲能技術(shù)邁進規(guī)?；l(fā)展的新階段，發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲能項目逐步上線，而澳大利亞、加拿大、日本等國家主要將儲能應用在用戶側(cè)領(lǐng)域。在2019 年儲能國際市場中，美國、澳大利亞、日本等國家由于政策激勵計劃，新增投運規(guī)模大幅提升，而中國、英國、德國等國家過去兩年儲能市場份額過度激增，且電力系統(tǒng)市場需求漸趨飽和，導致儲能市場處于低迷狀態(tài)。再加上中國電力市場的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》明確規(guī)定電儲能設施不得計入輸配電定價成本，儲能設施投資成本無法實現(xiàn)資金有效回籠，大規(guī)模儲能建設發(fā)展被緊急拉閘。經(jīng)過去年儲能發(fā)展冷靜期，各個國家為儲能市場釋放了積極信號，中國儲能政策也趨于利好，激發(fā)了儲能產(chǎn)業(yè)內(nèi)生動力，在多重新驅(qū)動力下，儲能裝機容量增勢重振旗鼓，正式向規(guī)?；M軍。2021年7月，我國發(fā)布了《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》(簡稱《2021 指導意見》)，明確提出“統(tǒng)籌規(guī)劃、多元發(fā)展，創(chuàng)新引領(lǐng)、規(guī)模帶動，政策驅(qū)動、市場主導，規(guī)范管理、完善標準”等四大原則[6]。隨著國際社會減碳力度逐步加大，新能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)和新能源汽車產(chǎn)業(yè)的發(fā)展不斷壯大，儲能市場發(fā)展已然成為各個國家能源發(fā)展的戰(zhàn)略目標。

自《2017 指導意見》公布以來，推動了我國儲能項目的研究和建設，國家能源局和各地方政府迅速出臺儲能技術(shù)規(guī)范和產(chǎn)業(yè)發(fā)展新政，鼓勵相關(guān)企業(yè)積極投資有關(guān)項目，完成產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型和升級，首批國家級儲能示范項目也迅速落地，在各領(lǐng)域、各地區(qū)的儲能項目相繼開展申報、落實、應用。如今，《2021指導意見》不僅肯定了儲能行業(yè)在實現(xiàn)雙碳目標中的重要意義，而且給儲能市場發(fā)展提出兩個發(fā)展目標：一是到2025 年，實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā)展轉(zhuǎn)變；二是到2030 年，實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展?！?021 指導意見》指出，我國仍需加強引導儲能產(chǎn)業(yè)布局的合理化，推動儲能技術(shù)創(chuàng)新進步，健全儲能市場的準入條件、交易激勵機制和技術(shù)標準，總結(jié)儲能示范性項目的經(jīng)驗和教訓，加強常態(tài)化安全風險防范，逐步實現(xiàn)“2530”發(fā)展目標。

1.2 輔助服務補償政策

在雙碳目標下，社會用電需求量不斷增長，大規(guī)模新能源逐步入場，導致火電承擔電網(wǎng)深度調(diào)峰調(diào)頻的擔子日益沉重，傳統(tǒng)發(fā)電產(chǎn)業(yè)和電網(wǎng)面臨嚴峻的挑戰(zhàn)[7]，而儲能在電力系統(tǒng)的應用恰好解決了這一難題，順應了能源的發(fā)展趨勢。以國家能源局為核心，六大區(qū)域監(jiān)管局相繼出臺兩個輔助服務實施細則，鼓勵并允許儲能作為獨立主體參與電力輔助服務市場。各省、市和地區(qū)均以國家能源局為基本遵循，參照六大區(qū)域監(jiān)管局“兩個細則”基本要求，制定更為詳盡的市場運營規(guī)則。2020 年，廣東省對現(xiàn)行的調(diào)頻政策進行調(diào)整，細化了調(diào)頻里程補償方式，最低申報價格為5.5 元/MW，且性能指標計算需要開N次根式；未中標的發(fā)電單元容量補償降到3.65 元/(MW·h)[8]，如表1 所示。2020 年7 月，江蘇省規(guī)定儲能基本服務補償為2 元/MW，機組參與市場輔助服務的結(jié)算價格由補償標準和市場交易共同決定。與此同時，該規(guī)則規(guī)定裝機規(guī)模在10 MW/20(MW·h)以上的儲能電站或單站5 MW且可匯集成10 MW/20(MW·h)的集中電站，均可注冊電力調(diào)頻服務市場成員[9]。

表1 典型地區(qū)儲能參與調(diào)頻補償標準Table 1 Compensation standard of typical areas participating in frequency modulation

2020年12月，江蘇省新印發(fā)關(guān)于調(diào)峰輔助服務的市場交易規(guī)則，以日或月為交易周期向電網(wǎng)提供中長期或短期可調(diào)負荷輔助交易，在中長期輔助交易周期中，依靠實際調(diào)節(jié)量判斷用戶的補償費用和考核費用，報價區(qū)間劃分為谷段、平段、峰段，每兆瓦時報價上限分別對應250元、600元、900元[10]，如表2 所示。短期輔助交易是日前根據(jù)電網(wǎng)需要，次日展開輔助服務將依據(jù)電力預測準確率、響應基線、響應時間來進行劃分，當調(diào)峰需求大于4 h時，申報價格上限為1元/(kW·h)。機組進行深度調(diào)峰調(diào)用時，安徽省采用電儲能與燃煤火電機組同臺競爭的方式，相同報價則優(yōu)先調(diào)用燃煤火電機組，且因儲能充放電導致功率變化，則不計入深度調(diào)峰電量[11]。目前，大多數(shù)省市對儲能作為電力市場要求其充放電功率不小于10 MW，且充放電時間不小于2小時以上。因此，未來無論單儲還是集儲的規(guī)模都將逐步上升，這將給發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)帶來新的機遇和挑戰(zhàn)。

表2 典型地區(qū)儲能參與調(diào)峰補償標準Table 2 Compensation standard of typical areas participating in peak modulation

2 儲能聯(lián)合運行與典型案例分析

2.1 儲能聯(lián)合運行現(xiàn)狀

2.1.1 儲能聯(lián)合新能源運行現(xiàn)狀

儲能系統(tǒng)對光伏電站的穩(wěn)定運行和動態(tài)電能質(zhì)量保障起著至關(guān)重要的作用。在光儲能量管理研究和配置研究中，采用時序模擬算法對不同天氣狀態(tài)下光伏出力預測誤差進行修正[12]，均衡光伏和儲能系統(tǒng)之間能量并適時對輔助功能進行減載[13]，由智能算法求解儲能系統(tǒng)成本經(jīng)濟函數(shù)[14]，為優(yōu)化儲能配置容量與控制策略提供依據(jù)。以儲能和光伏并離網(wǎng)切換產(chǎn)生暫態(tài)沖擊的根本原因為切入點，引入電流補償，將儲能電池功率轉(zhuǎn)換系統(tǒng)跟隨光伏功率輸出，減少暫態(tài)沖擊從而實現(xiàn)平滑切換[15]。

儲能聯(lián)合風電運行有效提高了系統(tǒng)穩(wěn)定性，增強了風電穿透功率極限程度。在風儲協(xié)調(diào)控制中，基于風電機組利用變比例系數(shù)進行調(diào)速策略[16]和儲能系統(tǒng)充放電功率實時跟蹤風電出力預測偏差策略[17]等控制策略，實現(xiàn)了平滑風電出力目標。為解決風電系統(tǒng)與儲能容量相適應問題，搭建了風電出力不確定性集來改善傳統(tǒng)魯棒特性[18]，并對日內(nèi)負荷需求和日前調(diào)度場景進行修正，建立多時間尺度可移動負荷分層優(yōu)化模型[19-20]，用來指導和優(yōu)化儲能容量配置。

2.1.2 儲能聯(lián)合火電運行現(xiàn)狀

目前，火電機組作為維護電力系統(tǒng)穩(wěn)定的主要支柱，機組調(diào)節(jié)性能對電網(wǎng)安全運行十分重要。未經(jīng)靈活性改造的火電機組功率調(diào)節(jié)能力為1.5%～2.0%額度容量/min，改造后的調(diào)節(jié)能力為3.0%～5.0%額度容量/min[3]，而電化學儲能調(diào)頻效果是火電機組的2.5～20 倍以上[21]。在研究火儲聯(lián)合調(diào)頻和電網(wǎng)穩(wěn)定的關(guān)系時，發(fā)現(xiàn)通過下垂控制策略可以保障電能質(zhì)量的穩(wěn)定[22-23]。下垂控制變系數(shù)法彌補了定系數(shù)法的不足，解決了長時或短時擾動的問題[24]。虛擬慣性控制和虛擬下垂控制的有機結(jié)合避免了火電機組響應延遲的現(xiàn)象，并充分考慮了儲能電池電荷狀態(tài)以及調(diào)節(jié)死區(qū)的影響，減弱調(diào)頻過程的抖動性[25-27]。

在不同控制策略場景下，通過CPS(control performance standard)指標分析認為儲能最佳裝機容量占平均調(diào)頻需求的20%～40%[28-29]。通過火電調(diào)峰模型和儲能系統(tǒng)動態(tài)優(yōu)化模型，利用儲能快速充放電特性，可以彌補火電機組短時調(diào)峰能力不足的問題[30-31]。傳統(tǒng)機組根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度指令響應負荷變化，儲能跟蹤凈負荷差值動態(tài)修正出力系數(shù)，完成時間級配合，實現(xiàn)調(diào)節(jié)功率向儲能系統(tǒng)進行轉(zhuǎn)移，提高機組調(diào)峰能力和電能質(zhì)量，改善機組的調(diào)峰性能指標[32]。

2.1.3 儲能參與電網(wǎng)側(cè)運行現(xiàn)狀

電網(wǎng)調(diào)峰具有一定時間和空間規(guī)律，建立日前峰谷特性進行優(yōu)化調(diào)度模型，從填谷調(diào)度、削峰調(diào)度、電量調(diào)度等方面對充放電功率進行優(yōu)化，不僅可以有效降低峰谷差，而且有效延長儲能系統(tǒng)使用壽命[33]。在電量平衡的準則下，根據(jù)實際削峰填谷效果，調(diào)整削峰線，控制儲能充放電的時機和深度，改變以往儲能以恒定功率充放的局面，電網(wǎng)波動范圍和波動程度更小[34]。

儲能面向電網(wǎng)調(diào)頻一般通過區(qū)域控制誤差信號(ACE)或區(qū)域控制需求信號(ARR)進行集中控制和調(diào)節(jié)[35-36]，用頻率偏差標準差和經(jīng)濟效益來衡量頻率調(diào)節(jié)的優(yōu)劣[37]。在不同的ACE調(diào)節(jié)控制區(qū)域，根據(jù)聯(lián)絡線功率頻率偏差控制(TBC)方式，采用模糊智能控制算法預測與控制儲能出力[38]，調(diào)節(jié)效果較好但實時性差。基于經(jīng)濟分配層和頻率動態(tài)控制層的控制策略利用模型預測控制實現(xiàn)兩層之間遞進優(yōu)化[39]，不僅改善了電能質(zhì)量，而且提高了經(jīng)濟效益。

2.1.4 儲能參與輔助服務經(jīng)濟性分析

在研究火儲聯(lián)合運行參與輔助服務時，如何實現(xiàn)技術(shù)性和經(jīng)濟性最優(yōu)是企業(yè)面臨的最實際問題。電池的充放電深度(DOD)、電荷狀態(tài)(SOC)等性能參數(shù)影響著系統(tǒng)的折舊成本[40]，也直接影響企業(yè)的綜合效益和風險評估[41]。通常以技術(shù)性和經(jīng)濟性為目標，進行調(diào)頻電池選型，通過層次分析法得出抽水蓄能和鋰離子電池最適合調(diào)頻性能要求的結(jié)論[42]，但并未考慮時間成本和效益因素的影響。而且，各類儲能的能量轉(zhuǎn)化效率、響應時間、經(jīng)濟效益、使用壽命等因素與參與調(diào)頻策略方法緊密相關(guān)，量化成本、量化收益、量化補償都需要在電網(wǎng)頻率要求下，于不同的控制策略下進行反復驗證[43]。部分學者結(jié)合雙細則標準，建立了儲能系統(tǒng)全生命周期成本模型，通過智能算法求解儲能配置最佳容量，實現(xiàn)企業(yè)效益最大化[44]。

2.2 典型儲能應用案例分析

2020年，國家能源局從技術(shù)先進、自主創(chuàng)新、綜合效益等七個維度評選出首批儲能科技創(chuàng)新示范項目，如表3所示。首批示范項目總結(jié)了儲能在不同地域、不同應用領(lǐng)域的發(fā)展情況，鼓勵相關(guān)儲能企業(yè)大膽嘗試、大膽實踐，為廣泛推廣儲能在電力系統(tǒng)的應用發(fā)揮典型和示范作用，以推動儲能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。

表3 首批儲能科技創(chuàng)新示范項目Table 3 The first batch of technology innovation demonstration projects for energy storage

2.2.1 傳統(tǒng)火電側(cè)儲能應用案例分析

海豐電廠火力發(fā)電機組為2臺1000 MW超超臨界燃煤機組，海豐儲能項目總裝機規(guī)模為30 MW/14.93 MW·h。儲能調(diào)頻系統(tǒng)直接聯(lián)合兩臺火電機組參與電網(wǎng)調(diào)頻輔助服務，實現(xiàn)同步跟蹤機組調(diào)頻過程，完成了調(diào)峰調(diào)頻、并離網(wǎng)無擾切換等應用場景的試驗，電網(wǎng)可直接管控儲能平臺。火儲項目投運后，提高了調(diào)頻性能和市場競爭力，突破了調(diào)頻選擇面的單一化，增加了機組調(diào)頻服務補償盈利模式，避免機組反復出力帶來的設備損耗，有效降低機組的碳排放量。

2.2.2 電網(wǎng)側(cè)儲能應用案例分析

由平高集團投資、中航鋰電承建的昆山儲能電站是世界單體規(guī)模最大電網(wǎng)側(cè)化學電站。該座電站配備有88組1.26 MW/2.2 MW·h預制艙式磷酸鐵鋰電池，電站總裝機規(guī)模為110.88 MW/193.6 MW·h，具備100 MW毫秒級響應能力。項目重點攻克了自動滅火、火災報警、溫控調(diào)節(jié)、安全通風、協(xié)同控制等方面技術(shù)壁壘，全面實現(xiàn)電站自動化、集成化運行方式，提高了儲能系統(tǒng)的安全系數(shù)和投用效率，增強了電網(wǎng)調(diào)度能力和新能源消納能力，為未來新能源大規(guī)模接入電網(wǎng)提供保障，在電網(wǎng)側(cè)儲能項目應用中具有示范意義。

2.2.3 新能源發(fā)電側(cè)儲能應用案例分析

國家風光儲輸示范工程一二期項目共建設風電498.5 MW、光伏發(fā)電100 MW、儲能裝置70 MW，項目已安全運行3500 多天，累計輸送清潔電能80 多億度電，躍居世界新能源并網(wǎng)裝機容量規(guī)模首位，并榮獲第四屆中國工業(yè)大獎。項目首創(chuàng)風光儲輸一體化運行模式，解決了新能源在發(fā)電穩(wěn)定和輸電安全上的瓶頸，全方位預測、控制和監(jiān)測新能源出力狀態(tài)，滿足用戶需求，具有最強能源配置能力。項目首次重現(xiàn)電網(wǎng)故障過程，并且國家風光儲輸示范工程為可變負載、電壓頻率變化、頻率擾動、諧波注入等實際應用研究提供平臺支持。該示范工程已具備全天候不間斷發(fā)電條件，靈活切換調(diào)峰調(diào)頻模式，實現(xiàn)新能源發(fā)電過程精細化管理，為實現(xiàn)零碳奧運和污染防治提供堅強后盾。

2.2.4 電網(wǎng)側(cè)共享儲能應用案例分析

目前，青海全省新能源裝機容量占比超過60%，而新能源的間歇性和波動性是能源高效利用的痛點。儲能電站解決了新能源出力不規(guī)律問題，青豫直流工程解決了新能源遠距離穩(wěn)定傳輸問題。青海并網(wǎng)電化學儲能容量達119 MW/202.7(MW·h)，其中作為共享儲能參與電網(wǎng)輔助服務的儲能總?cè)萘繛?2 MW/164(MW·h)，截止到2021 年7 月31 日儲能項目累計交易2648 筆，新能源發(fā)電量增加72860MW·h[45]，最大化利用了當?shù)氐锰飒毢竦淖匀画h(huán)境，并通過斷面負載率控制儲能充放電模式，首次實現(xiàn)日內(nèi)三充三放，儲能電站最大使用效率高達199%。青海地區(qū)未來預計新增儲能系統(tǒng)裝機總?cè)萘繛?923 MW/4897(MW·h)，其中，已規(guī)劃建設10 座共享儲能電站，有力推進了儲能電站與新能源發(fā)電的有機結(jié)合，切實推動儲能電站在電網(wǎng)側(cè)應用從商業(yè)化到規(guī)?；l(fā)展轉(zhuǎn)變。

3 雙碳目標下儲能角色定位

從我國的能源形勢和產(chǎn)業(yè)布局來看，我國化石燃料消費水平占總體能源消費水平的84.7%，其中煤炭消費水平占化石燃料消費水平的68.1%，電力行業(yè)又是煤炭行業(yè)消費的主體[46]。因此，實現(xiàn)雙碳目標很大程度上取決于能源產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)的變革。

目前，我國能源產(chǎn)業(yè)革命在雙碳目標的引領(lǐng)下正發(fā)生深刻的變化。一方面，《2020 公報》顯示，我國并網(wǎng)風電和太陽能發(fā)電的裝機容量同比增長為34.6%和24.1%，新能源裝機容量已經(jīng)超過水力發(fā)電，遠超核電，直逼火力發(fā)電，新能源裝機容量增速較快，一躍成為第二大發(fā)電實體。另一方面，從國家能源局公布2021 年第一季度電力行業(yè)運行情況分析可知，新能源裝機增速仍居高不下，發(fā)電量也持續(xù)增長，但新能源消納問題還仍需進一步解決。新能源發(fā)電從根本上減少了對化石燃料的依賴性，有效降低了碳排放，有助于實現(xiàn)雙碳目標。但是，新能源的出力特點具有波動性、隨機性、間歇性，不利于發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)的協(xié)調(diào)控制運行，并且大規(guī)模新能源接入電網(wǎng)加重了供需調(diào)節(jié)的負擔，亟需一種提升電力系統(tǒng)電能質(zhì)量和平滑新能源輸出功率的設備。

由于儲能具有容量大、響應快、效率高等優(yōu)點，可以更好地解決新能源并網(wǎng)帶來的問題，也可以提供調(diào)頻、調(diào)峰、調(diào)壓等輔助服務，維持電網(wǎng)的電壓穩(wěn)定和頻率穩(wěn)定，降低電能質(zhì)量的波形畸變率。當前，我國儲能設施品類齊全、技術(shù)成熟、可靠性強，涵蓋機械儲能、電化學儲能、儲熱等五大種類。壓縮空氣儲能可廣泛應用于新能源調(diào)峰，在風電場中減少換電過程，降低棄風率。磷酸鐵鋰儲能可廣泛應用于快速充放的場景，在傳統(tǒng)火力發(fā)電中的應用緩解了碳源機組調(diào)峰調(diào)頻的壓力，提高了機組的性能指標和經(jīng)濟性補償金額。儲能設施在我國電力系統(tǒng)發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)的應用前景十分廣闊，并且“十四五”規(guī)劃已明確提出加快發(fā)展非化石能源，有序擴大風電和光伏發(fā)電的規(guī)模，推進新儲能技術(shù)規(guī)?；瘧?，進一步加強源網(wǎng)荷儲銜接，提高電力系統(tǒng)互補互濟和智能調(diào)節(jié)能力，從根源上減少碳排放和碳污染。因此，拓寬儲能系統(tǒng)應用場景是早日實現(xiàn)雙碳目標的關(guān)鍵保障。

4 儲能發(fā)展關(guān)鍵問題研究

4.1 優(yōu)化儲能政策著力點

如果說2020年是儲能行業(yè)的新春，2021年才正式吹響了儲能發(fā)展的號角。安徽、青海、新疆等地紛紛出臺關(guān)于儲能發(fā)展的實施意見。一大批新的儲能項目朝著規(guī)?；较蜻M軍，國外如澳大利亞開工建設規(guī)模最大的太陽能發(fā)電聯(lián)合儲能系統(tǒng)項目，國內(nèi)如山東省開展500 MW 儲能配置的示范應用工程。目前，雖然各區(qū)域、省市對儲能政策均呈現(xiàn)利好趨勢，但是儲能系統(tǒng)參與輔助服務的補償機制和管理實施方案可以進一步完善，促進儲能與能源產(chǎn)業(yè)的協(xié)同發(fā)展。

（1）明確儲能市場的主體地位

相關(guān)政策在大力推進儲能項目建設時，應充分肯定儲能在電力行業(yè)的貢獻和能效，明確儲能市場的主體地位。尤其當碳交易市場建立之后，應考慮儲能項目是否能從出售碳排放指標中獲得收益，在競價上網(wǎng)、調(diào)度運行、輔助補償?shù)确矫娼o予適當傾斜，以降低投資回報周期，完成對儲能成本的合理化疏導。

（2）健全新型儲能的補償機制

從現(xiàn)有的調(diào)峰補償政策來看，多省市以深度調(diào)峰管理作為補償依據(jù)，部分地區(qū)將儲能系統(tǒng)與火電機組同臺競價，導致補償收益未能達到企業(yè)預期，極大降低了儲能參與調(diào)峰項目建設的積極性，而儲能又是新能源入場的保障和后備軍。對于調(diào)峰補償機制而言，建議按短期、中長期劃分調(diào)峰類型，將平段需求、谷段需求、峰段需求納入補償標準，鼓勵其進行雙邊交易，放寬交易報價范圍，提高調(diào)峰補償收益標準，提高新能源利用率。

從現(xiàn)有的調(diào)頻補償政策來看，較為廣泛實行了調(diào)頻里程和調(diào)頻容量的兩部補償機制，但綜合性能補償標準建立在傳統(tǒng)火電機組的調(diào)節(jié)速率、調(diào)節(jié)精度的基礎上，無法準確衡量儲能系統(tǒng)的功率交互迅速、功耗等性能的優(yōu)劣，也未將儲能系統(tǒng)的類型、狀態(tài)、配置容量納入補償計算范疇。例如廣東和蒙西在最新的市場運營規(guī)則中，對調(diào)頻的綜合性能指標計算進行開根號處理[47]。隨著時間的推移，儲能系統(tǒng)補償收益將逐年降低，而運維成本逐年升高。因此，在未來儲能市場進一步擴大的趨勢下，需改善儲能調(diào)頻補償機制，根據(jù)儲能特性和電力系統(tǒng)需求建立差異化補償機制，綜合性能指標應全面反映出當下儲能系統(tǒng)的調(diào)節(jié)效果和品質(zhì)特性，不再將原機組調(diào)頻性能作為衡量火儲聯(lián)合調(diào)節(jié)性能的重要指標，補償單價也根據(jù)電網(wǎng)六大區(qū)域或省市的電力市場需求進行動態(tài)調(diào)整或分段定價，發(fā)揮市場主體功能，摒棄以往的“一刀切”定價模式，調(diào)頻補償收益更加靈活，激發(fā)市場新活力。

（3）建立新型儲能的考核標準

通常，儲能電站要成為市場成員直接參加輔助服務，需要其容量和充放電功率達到各地區(qū)的準入標準。但是，各地區(qū)市場運行規(guī)則試行以來，電網(wǎng)和電力企業(yè)側(cè)重關(guān)注儲能項目所帶來的效益高低，忽略了對儲能電站本體和并網(wǎng)運行模式的考核和管理。國家需出臺關(guān)于儲能電站參與調(diào)頻、調(diào)峰、調(diào)壓、黑啟動等輔助服務管理實施細則，考核內(nèi)容不局限于儲能本體的響應時間、響應精度、充放功率等指標，也應涵蓋系統(tǒng)高低電壓穿越能力、電網(wǎng)異常響應能力、本體故障調(diào)節(jié)能力、安全運行等方面，實現(xiàn)對儲能系統(tǒng)的規(guī)劃、建設、服役、維護、退役等五個維度全方位地管控，建立新型儲能參與電力系統(tǒng)服務的標準體系，完善儲能電站監(jiān)管。

4.2 加快儲能自身發(fā)展進程

在能源全面低碳化的浪潮中，可再生能源發(fā)展被涌上浪尖，解決風電和光伏的波動性、隨機性、間歇性等問題迫在眉睫，而儲能是實現(xiàn)“碳中和”進程的關(guān)鍵支柱。但儲能系統(tǒng)的建設成本高昂、安全性較低、循環(huán)壽命較短的問題一直被詬病，一定程度上延緩了儲能產(chǎn)業(yè)向市場化轉(zhuǎn)變的腳步。因為儲能電池在儲能系統(tǒng)的應用中起著決定性的作用，所以科研人員必須深入研究關(guān)于電池壽命、充放電效率和安全性等基礎內(nèi)容，建立電池老化與充放電工況的關(guān)聯(lián)，均衡各電池組之間的特性，來避免儲能電池容量衰減、內(nèi)阻消耗增加、充放電功率降低等現(xiàn)象，在保證長壽命和高安全性的前提下，逐步降低儲能的成本。探索新型儲能技術(shù)，改善儲能電池制作工藝，研究出性能均衡的電池材料。與此同時，加快儲能系統(tǒng)的頂層設計和規(guī)劃，提高儲能逆變器PCS 對各電池組電流控制、電壓控制、功率控制的效果，研發(fā)智能集成、控制和管理系統(tǒng)，實現(xiàn)對多級、并聯(lián)、混聯(lián)等新型拓撲協(xié)同控制策略的優(yōu)化，將儲能產(chǎn)品深入融合到電力系統(tǒng)行業(yè)，實現(xiàn)精細化控制與管理。

4.3 儲能需求分析與優(yōu)化規(guī)劃

（1）考慮傳統(tǒng)機組特性的火儲協(xié)同控制優(yōu)化

傳統(tǒng)發(fā)電行業(yè)的用碳量、排碳量始終處于電力行業(yè)前列，傳統(tǒng)火力發(fā)電機組存在較大的延遲且負荷變化率較慢，若實現(xiàn)負荷快速響應，則提高了機組的用碳量和排碳量，加劇了機組的壽命消耗。儲能設備具有負荷快速變化、毫秒級響應等優(yōu)點，催生了“傳統(tǒng)機組+儲能”的發(fā)電模式。儲能聯(lián)合傳統(tǒng)機組參與輔助服務時，雖然兩者都參與調(diào)峰調(diào)頻輔助服務，但沒有結(jié)合兩者各自的特點，也沒有挖掘傳統(tǒng)機組的潛力，太過依賴儲能彌補負荷響應的變化，導致儲能使用頻繁，極大縮短了儲能系統(tǒng)的使用壽命。“傳統(tǒng)機組+儲能”協(xié)同控制應充分發(fā)揮傳統(tǒng)發(fā)電行業(yè)在輔助服務中的決定性作用，充分利用其在發(fā)電過程中蓄熱、慣性、智能控制等特點聯(lián)合儲能進行輔助響應，充分考慮與傳統(tǒng)機組出力具有緊密聯(lián)系的因素，如汽輪機閥門開度、主蒸汽溫度、主蒸汽壓力、供煤量等，建立機組等效模型。在實際工況和電網(wǎng)需求下，基于歷史數(shù)據(jù)庫對機組出力效果進行預測，并跟蹤機組實時出力值，以保證機組跟蹤效果的實時性和準確性，使儲能系統(tǒng)能夠提前靈活調(diào)節(jié)電池放電功率來彌補機組與電網(wǎng)負荷要求之間的差距，完成時間級配合和調(diào)節(jié)余量計算，提升電網(wǎng)電能質(zhì)量，降低傳統(tǒng)機組的用碳量和碳排量。

（2）考慮功率平滑穩(wěn)定的風光儲聯(lián)合運行

甘肅、廣西、江西等省建議新能源項目配備5%～20%容量且連續(xù)充放電2 小時以上的儲能電站。通過風儲、光儲協(xié)調(diào)控制技術(shù)，來增強間歇式能源的可控性，提高經(jīng)濟性指標。由于間歇式新能源出力大小與周圍環(huán)境緊密相關(guān)，可以采用聚類算法建立天氣、季節(jié)、時間等多尺度預測模型。針對風儲、光儲以及風光儲一體化協(xié)同控制優(yōu)化，我們需要深入研究風電、光伏和儲能的出力特性，通過魯棒性分析、機會約束目標規(guī)劃等智能算法對多尺度預測滾動模型分析，得出在不同時間和環(huán)境下新能源出力的特點和趨勢，深入研究柔性負荷[48]、剛性負荷變化和多能互補系統(tǒng)發(fā)電之間的關(guān)聯(lián)性[49]，再通過變比例系數(shù)、雙層控制策略等方法控制儲能調(diào)整充放電功率，來實現(xiàn)白晝互補和冬夏互補，調(diào)節(jié)系統(tǒng)輸出功率平滑穩(wěn)定，進一步減少甚至消除新能源因環(huán)境因素造成的晝夜峰谷差。最后，考慮儲能全壽命周期成本、峰谷差套利與節(jié)能減排的效益問題，采用群體智能尋優(yōu)算法，求解儲能系統(tǒng)最佳裝機容量和充放電功率的配比問題，來實現(xiàn)儲能設備使用率最大化，降低企業(yè)初始投資成本和后期運維成本。

（3）考慮電網(wǎng)功率平衡分配的儲能運行優(yōu)化

在部分省市的輔助服務細則中規(guī)定，儲能電站裝機規(guī)模滿足準入要求，可直接注冊為電力輔助市場成員參與電網(wǎng)的電力輸配和優(yōu)化調(diào)度。首先，在以往研究中，儲能系統(tǒng)模型通常采取一階慣性環(huán)節(jié)，太過于簡單，未考慮電池自身特性。若在電網(wǎng)調(diào)度中應用，易出現(xiàn)電網(wǎng)需求大于儲能系統(tǒng)調(diào)節(jié)余量的現(xiàn)象。儲能系統(tǒng)應選取高階模型，并建立成本、容量、充放電功率、SOC、DOD等約束條件，實現(xiàn)對上網(wǎng)儲能系統(tǒng)的精細化管理。其次，面對新能源進行并網(wǎng)、離網(wǎng)或其他擾動時[50]，可以使用內(nèi)點法、外點法、神經(jīng)網(wǎng)絡等方法解決復雜的非線性尋優(yōu)問題，即提高儲能系統(tǒng)抗擾動的平衡控制效果，避免系統(tǒng)單點故障造成電網(wǎng)系統(tǒng)波動較大。然后，研究電力系統(tǒng)的潮流特點和分布規(guī)律，來應對大規(guī)模儲能系統(tǒng)上網(wǎng)需求的增長趨勢，優(yōu)化傳統(tǒng)能源、風電、光伏、儲能之間調(diào)度分配策略。尤其在電網(wǎng)負荷變動的高發(fā)期，機組資源和負荷需求容易出現(xiàn)供需不平衡的現(xiàn)象，通過卡爾曼濾波或傅里葉變換等方法將電網(wǎng)需求劃分為低頻需求和中高頻率需求，根據(jù)系統(tǒng)特性分別由傳統(tǒng)能源、風電、光伏和儲能進行承擔，采用動態(tài)規(guī)劃、整數(shù)規(guī)劃、多目標優(yōu)化等算法實現(xiàn)對電網(wǎng)資源的動態(tài)分配，合理分配機組資源和負荷需求，實現(xiàn)儲能快速提供有功、無功補償?shù)淖饔?，提高線路輸送能力，從而減少變電站、輸電線路的建設費用。

（4）儲能系統(tǒng)的縱向融合發(fā)展

智慧綜合能源作為具有綜合屬性和智慧屬性的能源新產(chǎn)業(yè)正悄然興起，催生了以用戶側(cè)為中心的多元化能源需求，充分利用可再生能源等清潔能源。其中，儲能起到了提高能源利用率、改善電能品質(zhì)和降低用電成本的作用。鮮有學者對儲能的電、熱、冷、氣等供能方式進行綜合一體化研究，應建立不同季節(jié)、不同功能的需求模型，并從園區(qū)電池類型、容量配置、運維成本和建造成本的角度建立儲能系統(tǒng)全生命周期模型，計算高峰負荷轉(zhuǎn)移帶來的收益增值，進行綜合經(jīng)濟性分析評價。不斷探索并引進“新能源+儲能”協(xié)同控制策略的新優(yōu)化方案，應用于智慧綜合能源儲能項目，加強儲能在縱向能源多供應環(huán)節(jié)(發(fā)電側(cè)、配電側(cè)、用戶側(cè))之間的協(xié)同控制，促進綠色能源與用戶側(cè)深度融合，減少碳需求，降低使用電價，提高電能質(zhì)量和能源利用率。

4.4 “儲能+”發(fā)展理念

雙碳目標理念引領(lǐng)著新能源行業(yè)大規(guī)模滲透到電力系統(tǒng)，而新能源電站配備儲能電站已經(jīng)是行業(yè)共識和實際需要。國家能源局也在大力推崇一站式綜合能源示范園區(qū)，儲能系統(tǒng)也成為風光荷電儲中的重要一環(huán)?！皟δ?”發(fā)展理念應運而生，“儲能+傳統(tǒng)發(fā)電”改善機組性能，提高負荷需求響應速度；“儲能+新能源發(fā)電”減少了棄光棄風現(xiàn)象，提高新能源利用效率，平緩過渡；“儲能+電網(wǎng)”減少區(qū)域控制誤差，削弱新能源并網(wǎng)影響；“儲能+用戶”降低用電成本。因此，儲能的發(fā)展勢必呈現(xiàn)集中式服務和分布式服務的情形，如圖1所示。電力系統(tǒng)常在火電、風電、光伏、綜合能源園區(qū)等領(lǐng)域配備一定容量的儲能，一般而言，各儲能系統(tǒng)作為獨立個體只服務所配套設施。若發(fā)電設備發(fā)生停機維護或未中標低負荷運行時，儲能設備則處于閑置或半閑置狀態(tài)，尤其是太過依賴于外界因素的新能源經(jīng)常發(fā)生擺停、假停等現(xiàn)象，從而造成儲能閑置率較高，設備資源利用率低下。當分布式儲能的裝機容量在電力系統(tǒng)中占據(jù)一定比重時，無形增加了發(fā)電成本，且使用效率低下，無法充分發(fā)揮儲能的潛力作用。若將分布式儲能通過某種聚攏技術(shù)進行聯(lián)合調(diào)控，閑置儲能將得到合理利用，存儲局部電網(wǎng)調(diào)節(jié)余量，打破各個傳統(tǒng)儲能系統(tǒng)之間壁壘，有助于電網(wǎng)和發(fā)電行業(yè)進行聯(lián)合運行調(diào)控，提高電能品質(zhì)和儲能系統(tǒng)利用率。

圖1 分布式儲能和集中式儲能對比Fig.1 Comparison of distributed energy storage and centralized energy storage

5 儲能發(fā)展建議

未來40 年，我國能源產(chǎn)業(yè)的發(fā)展勢必以綠色低碳循環(huán)發(fā)展作為主基調(diào)，實現(xiàn)雙碳目標作為主旋律，大力發(fā)展清潔能源作為主渠道，升級能源產(chǎn)業(yè)鏈作為主陣地，推動我國綠色清潔能源發(fā)展邁上新臺階。

5.1 推進儲能政策改革

儲能系統(tǒng)是雙碳目標實現(xiàn)的保障，在新能源并網(wǎng)、電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻等場景中發(fā)揮重要作用。但是，從目前儲能政策角度來看，關(guān)于儲能政策帶來的紅利，在儲能的成本、建設、研究、應用等方面顯得杯水車薪，我國能有效解決儲能問題的措施相對較少。因此，本文提出以下幾點建議。

（1）明確儲能主體地位，不僅將大功率、大容量的儲能系統(tǒng)納入獨立主體，也應涵蓋中小儲能電站，并給予更明確的政策支持，打造儲能市場交易平臺，并將儲能作為獨立主體納入碳交易市場。

（2）健全輔助補償機制，中國的地域、電力市場和用電需求均參差不齊，需考慮地域和需求因素，輔助服務應實行多階梯動態(tài)補償機制，擴大峰谷電價差，按調(diào)節(jié)效果付費，補償儲能帶來的經(jīng)濟效益和社會效益，改善輔助服務的補償標準，合理疏導儲能系統(tǒng)成本。

（3）鼓勵投資方式、交易方式的多元化，在電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運營的大環(huán)境下，鼓勵電力市場在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)配備儲能設施，放寬儲能電商與儲能電商、儲能電商與電網(wǎng)、儲能電商與電力市場之間多邊交易的權(quán)限，拓寬儲能的交易渠道，提高儲能項目的投資回報率和年收益率。

（4）合理規(guī)劃儲能產(chǎn)業(yè)布局，新能源“一刀切”配備儲能的方式?jīng)]有考慮實際工程需求、設備成本因素等情況，也不利于實現(xiàn)雙碳目標，往往會造成資源浪費。應著重分析新能源的發(fā)電形式、裝機規(guī)模、地理位置等因素，結(jié)合儲能系統(tǒng)的電池類型、選址要求、配備需求等產(chǎn)品信息，提出儲能和新能源相適應的配置指導方案。

（5）加強監(jiān)管與完善考核，電池管理系統(tǒng)(BMS)、能量管理系統(tǒng)(EMS)、功率轉(zhuǎn)換系統(tǒng)(PCS)、電站等安全標準較為滯后，應建立儲能市場監(jiān)管辦法，完善不同階段儲能電站的安全標準體系，包括已建、在建、已規(guī)劃未建等情況，統(tǒng)籌規(guī)劃儲能、發(fā)電機組、電網(wǎng)協(xié)同控制的穩(wěn)定性、安全性、規(guī)范性等實際問題，明確安全責任，避免網(wǎng)源脫鉤現(xiàn)象。

5.2 深入儲能本體研究

近幾年儲能技術(shù)推陳出新，降低儲能成本和提高設備安全性是儲能關(guān)鍵技術(shù)不斷創(chuàng)新的目標，未來儲能技術(shù)發(fā)展有以下3個方面需進行拓展研究。

（1）深化基礎性研究。深入電池技術(shù)研發(fā)，開發(fā)出低成本、長壽命、高安全、環(huán)境友好的電池，滿足不同應用場景對儲能的需求；加快新型電池研發(fā)，如固態(tài)電池、水系鋰離子電池、金屬空氣電池等，全面進行基礎性能評估和測試，縮短從研發(fā)到應用的時間周期，采用綜合性能更優(yōu)秀的電池代替?zhèn)鹘y(tǒng)電池。

（2）加快混合式儲能研發(fā)與應用。通過更換電極材料、調(diào)整電解質(zhì)布局、優(yōu)化電池結(jié)構(gòu)、尋找新型儲能材料等方式，優(yōu)化電池基礎性能，逐步實現(xiàn)大容量混合式儲能的研發(fā)與應用，取代多種儲能同時配備現(xiàn)象，提高混合式儲能系統(tǒng)的整體性管控技術(shù)。

（3）優(yōu)化頂層設計。BMS 技術(shù)、EMS 技術(shù)、PCS技術(shù)決定儲能系統(tǒng)應用高度與廣度，實時監(jiān)測儲能設備運行狀態(tài)，優(yōu)化電池充放電策略和能源管理策略，以實際工況和應用環(huán)境調(diào)整策略方法，提高儲能系統(tǒng)充放電效率和使用壽命。

5.3 多種能源儲能聯(lián)合運行

儲能已廣泛應用于電力系統(tǒng)，在提升電能質(zhì)量、提高新能源消納能力等方面起著不可或缺的重要作用。針對發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)配備儲能可以從以下幾個方面提高能源利用率和機組性能。

（1）提高儲能模型仿真技術(shù)。根據(jù)不同儲能電池類型和特性，提出適用于不同應用場景的儲能模型和仿真技術(shù)，為配置需求分析、協(xié)同控制分析、經(jīng)濟性分析、儲能布局分析等方面奠定基礎。

（2）進行配置需求分析，以提高所配系統(tǒng)的調(diào)節(jié)性能為目標。開展功率配置分析、容量配置分析、安全性和經(jīng)濟性分析等，使得儲能系統(tǒng)恰好滿足優(yōu)化調(diào)節(jié)性能的需求，避免出現(xiàn)閑置、半閑置或過需的現(xiàn)象，解決投入成本與收支完全不平衡問題，實現(xiàn)儲能配置合理化。

（3）優(yōu)化協(xié)同控制策略。儲能已聯(lián)合火電、風電、光伏等多種能源參與到電力系統(tǒng)輔助服務，但都各自為營，缺乏協(xié)同控制之間的緊密性，對波動較大或緊急情況無法及時處理。①機組協(xié)同控制的關(guān)鍵是動態(tài)多目標跟蹤，實現(xiàn)機組出力狀態(tài)毫秒級通信，實時更新信道數(shù)據(jù)，掌握第一手資料。②機組協(xié)同控制的重點是機組負荷預測，由豐富歷史數(shù)據(jù)通過深度學習、神經(jīng)網(wǎng)絡、聚類降維等智能算法分析機組運行規(guī)律、運行工況、電網(wǎng)需求，建立運行狀態(tài)智能診斷庫，完成在多時間尺度下不同出力狀態(tài)預測，滿足預測值和真值之間緊密貼合的要求。③優(yōu)化協(xié)同控制策略，不僅僅采用傳統(tǒng)的前饋、反饋等控制方式，在保證運行效率和穩(wěn)定性的基礎上，應建立多級、多抉擇、多復合式的控制策略，綜合考慮各發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)的需求，既要滿足儲能和多源端聯(lián)合出力緊貼電網(wǎng)指令的要求，也要維護電網(wǎng)功率分配均衡。

（4）經(jīng)濟性分析。從儲能系統(tǒng)全生命周期分析經(jīng)濟效益，包含投資、建設、運營、維護、退役等五個階段，考核多源配儲協(xié)同控制效果和儲能容量的合理性，提出綜合調(diào)節(jié)性能、補償收益、均度電成本、投資回報率等經(jīng)濟性指標，并對下一階段儲能與多源之間聯(lián)合調(diào)控策略優(yōu)化和產(chǎn)區(qū)升級改造提供指導幫助。

（5）優(yōu)化儲能產(chǎn)業(yè)布局。儲能在改善新能源出力上效果明顯，應深入研究能源產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)，在新能源集中地應合理配置儲能，以優(yōu)化儲能的地理結(jié)構(gòu)。同時結(jié)合電網(wǎng)運行規(guī)律和地域特點，配置適應環(huán)境和需求的儲能系統(tǒng)，從而達到按需布局和按域布局的儲能分布架構(gòu)。

（6）靈活改造原機組性能。儲能系統(tǒng)角色定位始終處于配角，維護電網(wǎng)運行安全和穩(wěn)定的主體仍是火電、新能源等電能生產(chǎn)本體。因此，應該：①完善預測模型和控制策略，基于歷史經(jīng)驗數(shù)據(jù)庫與實時數(shù)據(jù)交互建立精準預測機組出力狀態(tài)模型，并優(yōu)化系統(tǒng)關(guān)鍵參數(shù)的控制邏輯，實現(xiàn)出力不足或過盈的動態(tài)修復，保證調(diào)節(jié)過程的穩(wěn)定性和時效性，如光伏板向陽角、火電主蒸汽溫度等；②風電、光伏等新能源機組作為區(qū)域聯(lián)合共同體集中運行，將夜間風電高峰和日間光伏高峰共線傳輸，保證整體輸出平穩(wěn)，減少對儲能的依賴；③靈活改造傳統(tǒng)能源行業(yè)，利用各環(huán)節(jié)蓄能調(diào)節(jié)機組性能，如蓄熱、轉(zhuǎn)動慣量等，快速響應電網(wǎng)負荷要求，從而實現(xiàn)電網(wǎng)靈活調(diào)配各機組參與輔助服務。

5.4 分布式儲能集中管控

隨著電力系統(tǒng)發(fā)電機組逐步配備儲能系統(tǒng)，其總裝機容量達到全國總發(fā)電裝機容量的10%以上，儲能系統(tǒng)的投資成本、維護成本、調(diào)節(jié)性能都將極大影響著電網(wǎng)的供需平衡和經(jīng)濟效益。而且儲能系統(tǒng)之間的類型、用途、容量等參數(shù)均不一致，甚至部分電站自身采用混合式儲能系統(tǒng)，難以實現(xiàn)聚合調(diào)控?；诖?，關(guān)于分布式儲能集中管控可以從以下幾個部分進行研究。

（1）改善信息交互效果，實現(xiàn)分布式儲能和電網(wǎng)之間溝通信號更加智能靈活，增強各儲能系統(tǒng)穩(wěn)定性和拓展性，為儲能聯(lián)控奠定基礎。

（2）提高混合儲能技術(shù)，在同一區(qū)域下，將電-熱-冷-氣混合式儲能系統(tǒng)作為整體配備在需求側(cè)，實現(xiàn)多種能量之間相互轉(zhuǎn)化，減少多種投資建造成本。

（3）集成智能算法，實現(xiàn)多目標功率動態(tài)跟蹤和預測，完成日前購電計劃，在機組和儲能設備的相關(guān)約束下，優(yōu)化邊界利益，保證多邊利益均衡。

（4）搭建多級或區(qū)域級儲能系統(tǒng)運行監(jiān)測管控智能一體化平臺，實現(xiàn)對各站儲能系統(tǒng)充放電功率、DOD、SOC 等指標實時監(jiān)測，分配、下發(fā)電網(wǎng)的調(diào)度指令，統(tǒng)籌調(diào)節(jié)電網(wǎng)電能的品質(zhì)問題，為各電站升級改造和電網(wǎng)優(yōu)化提供一定的指導意見。

（5）探索分布式儲能系統(tǒng)參與電網(wǎng)輔助服務的經(jīng)濟性分析方法。

6 結(jié) 語

“十四五”規(guī)劃明確提出儲能是建設現(xiàn)代化基礎設施體系的重要一環(huán)，并且實現(xiàn)“碳中和”的目標需要風電和光伏等新能源在電力系統(tǒng)中成為發(fā)電主體。因此，發(fā)展儲能在新能源大規(guī)模并網(wǎng)的過程中勢在必行。在電力市場改革中，各項政策也正在積極引導各電力企業(yè)和用戶按需配置儲能系統(tǒng)，儲能市場發(fā)展前景如日中天。

通過梳理現(xiàn)階段儲能的市場應用現(xiàn)狀和發(fā)展關(guān)鍵技術(shù)，發(fā)現(xiàn)儲能市場進入到關(guān)鍵期和瓶頸期，亟需解決儲能工程的成本昂貴和收支平衡問題。然而，國家政策和地方政策直接決定了儲能系統(tǒng)收支來源的類型，儲能電池決定了系統(tǒng)投資成本上下限，協(xié)同控制效果決定了系統(tǒng)補償收益，分布式儲能集中管控的應用決定了儲能利用率的大小。從四個維度對儲能市場未來發(fā)展提出相應合理的建議，完善儲能政策導向，優(yōu)化多端多源聯(lián)控效果，延長儲能設備使用壽命，提高能源利用效率，完成儲能系統(tǒng)成本有效疏導，從而推動儲能從商業(yè)化發(fā)展到規(guī)?；l(fā)展，最終實現(xiàn)全面市場化發(fā)展。