8月24日，由国网能源研究院有限公司主办的《中国新能源发电分析报告2023》和《基于典型场景的新型储能适用技术及运营机制》新书发布会在北京召开。国网能源院新能源研究所在会上发布了中国新能源以及新型储能的最新研究成果。
国网能源院新能源研究所叶小宁代表研究团队发布了《中国新能源发电分析报告2023》研究报告。报告重点对中国新能源发电开发建设、运行和消纳、市场化交易、经济性、产业政策等进行了研究，并对新能源发电领域焦点问题开展专题分析，有助于全面把握新能源发电的发展态势，可为政府部门、电力企业和社会各界提供有价值的参考。
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（来源：微信公众号“中国电力” 作者：国网能源院）
国网能源院新能源研究所时智勇代表研究团队发布了《基于典型场景的新型储能适用技术及运营机制》研究专著。该书面向碳达峰碳中和背景下新型储能发展和应用要求，详细介绍了面向电网典型应用场景的新型储能适用技术，以及典型应用场景新型储能优化配置模型和方法，结合部分国家新型储能发展实践，提出我国新型储能参与市场模式及市场化运营机制，可为相关研究人员提供参考。
发布会由国网能源院顾问蒋莉萍主持，国网能源院副院长王耀华致欢迎词，会议邀请了国家能源局、中国电力企业联合会、国家电网公司、发改委能源研究所、水规总院、中节能咨询公司、中国能源研究会可再生能源专委会、世界资源研究所、清华三峡气候与低碳中心等机构的专家学者以及相关媒体参会。
与会专家学者围绕研究报告交流研讨、建言献策，强调多方合力、锐意探索，为推动新能源、新型储能科学有序创新发展、推进能源电力高质量发展持续贡献智慧力量。
（一）《中国新能源发电分析报告2023》
2022年，国家能源主管部门、电网企业、新能源发电行业齐心协力，共同克服疫情影响，深化产融结合，坚定新能源发电有序发展步伐，通过发挥政策指引、鼓励灵活性电源开发、加快输电通道投运、优化调度运行、推动电力市场建设等方面促进新能源发展和消纳，新能源发电利用率继续保持在较高水平。
（1）在新能源发电规模方面，新能源发电装机持续快速增长，逐渐成为新增发电装机的主体，新能源发电量取得历史性突破，并继续保持较高的利用水平。
全国新能源累计装机容量突破7亿kW，发电量首次突破万亿千瓦时，新能源利用率自2018年以来连续五年超过95%，与德国等发达国家水平相当。分布式光伏呈现爆发式增长态势，年度新增装机容量5111万kW，占全部光伏发电新增装机的58%，历史上首次超过集中式电站。从区域分布看，“三华”地区分布式光伏装机占比超过90%，其中山东分布式光伏发电累计并网容量超过3000万kW；从发电渗透率看，“三华”地区各省分布式光伏发电出力占用电负荷的最大比重均超过10%，其中河北南网分布式光伏发电渗透率最大达到48.5%。
（2）在电网工程建设方面，新能源并网和送出工程建设持续加强，新能源大范围资源优化配置能力进一步提升。
集中投产一批省内和跨省跨区输电工程，建成投运多项提升新能源消纳能力的省内重点输电工程，全国跨省跨区输电能力达到3亿kW。
（3）在系统调节能力方面，电力系统平衡调节能力持续提升，保障新能源利用率保持在较高水平。
通过推进火电灵活性改造、提高抽水蓄能利用水平、提升新型储能调度利用水平等方面，持续提升系统平衡调节能力，为新能源高比例消纳和系统安全运行提供坚实保障。加快现货市场和辅助服务市场建设，加强省间调峰互济，推动市场调动各种资源参与系统调节的积极性，提升新能源消纳水平。
（4）在新能源参与电力市场方面，启动跨省区的新能源现货交易，适应新能源发电占比提高的电力市场建设进度加快。
在总结跨区域省间富余可再生能源现货交易试点经验的基础上开展省间电力现货交易，并进一步完善适应新能源跨省区消纳的电力市场机制，缩短交易周期，提高交易频次，丰富交易品种，创新开展分时段交易机制。
（5）在绿色电力市场建设方面，继2021年推出绿电交易后，2022年创新开展绿证交易。
2022年，绿电交易规模进一步扩大。从交易地区看，绿电交易电量排名前五的是宁夏、浙江、广西、河北、吉林，占72.3%；从购电行业看，排名前五的是中石化、中石油、中海油、国家管网、中煤，占69.61%。2022年电力交易平台启动绿色电力证书（简称绿证）交易，绿证交易规模实现了快速增长，其中，北京电力交易中心交易绿证145万张。
此外，报告还对2022年以来新能源领域的热点问题进行了分析和研讨。
（1）针对新能源弃电和消纳，梳理分析国外新能源弃电信息公布情况，深入剖析美国加州案例，总结了欧美国家新能源消纳情况的规律性认识。
一是随新能源发电渗透率的提高，弃电率呈上升态势，既是客观规律、也是必然趋势。二是新能源发电渗透率在临界值之内，弃电率普遍不高；超过临界值，弃电率将显著提升。三是不同国家的弃电统计规则存在较大差异，难以进行国际比较。四是经济弃电是市场化环境下新能源弃电的主要构成，这也符合市场优化配置资源的基本规律。
（2）针对绿色电力市场建设，梳理分析美国和欧洲绿色电力市场建设的实践经验，提出对我国绿色电力市场建设的启示。
国外在绿色电力建设方面，拥有系统完善的政策体系，构建了较为完善的绿色电力市场机制，建立了成熟的绿色电力证书的全生命周期管理机制。我国绿色电力市场建设在国家政策的推动下取得一定进展，但仍然存在与其他政策机制衔接尚未理顺、认证体系缺失、绿电绿证国际认可度不高等关键问题。建议：一是推动构建绿色电力消费相关政策体系。二是加快推动绿色电力国际标准体系建设和绿证国际互认。三是激发绿色电力消费需求潜力，促进市场规模扩大。
（3）针对分布式光伏发展，详细梳理总结分布式光伏在规划管理、经济并网、调度运行、市场化交易等方面的重点问题，提出了推动分布式光伏科学有序发展的建议。
在管理模式方面，构建“省-地-县”的多级平衡运行管理模式，建立以省地两级调度作为新能源调度主体的调度机制。在重点举措方面，规范并网管理，确保分布式电源高质量并网，推进分布式电源“可观可测、可调可控”建设，滚动开展配电网承载力测算，引导分布式电源有序发展，严守安全底线，提升系统韧性。
（二）《基于典型场景的新型储能适用技术及运营机制》
（1）新型储能在电力系统应用的功能定位。储能是支撑新型电力系统的关键支撑技术和重要基础装备，对推动能源绿色转型、保障国家能源安全、促进能源高质量发展实现具有重要意义。储能可为电力系统运行提供调峰、调频、备用、黑启动和需求响应支撑等多种服务，是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段；储能能够显著提高风、光等可再生能源的利用水平，支撑分布式电力及微电网，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术；储能能够促进能源生产消费开放共享和灵活交易、实现多能互补，是构建新型电力系统、促进能源电力新业态发展的关键技术。
（2）新型储能的技术经济综合比较。储能技术种类众多，技术经济特性各异。现阶段，还没有一种技术在综合技术经济性上占据绝对的优势，多种技术百花齐放、百家争鸣的局面仍将在短期内继续保持。
以磷酸铁锂电池为代表的锂离子电池储能具有响应速度快、布局灵活等优势，技术相对成熟，集成规模突破了百兆瓦级，能够适应电力系统不同时间尺度的各类应用场景，且随着电池制备与集成技术的突破，其应用安全性等方面的问题也将得到改善。
以全钒液流电池为代表的液流电池具有安全性高、循环寿命长等优势，但因其能量密度不高，适合通过集中式大规模应用方式开展调峰、调频等应用，目前处于百兆瓦级试点示范阶段，2030年有望实现吉瓦级集成。
钠离子电池储能，具有钠资源丰富、温度适应范围广等优势，尽管现阶段其能量密度（锂电池的2/3）、循环寿命(锂电池的1/2)有待提升，但未来随着其技术性能指标改善，有望在调峰和新能源消纳等场景中得到应用。
非补燃先进压缩空气储能为代表的压缩空气储能技术具有容量大、持续充放电时间长（4-8小时）等优势，但占地面积大、转换效率低（约50%-70%），目前有多个百兆瓦级试点示范项目正在实施，2030年集成规模有望突破吉瓦级，应用前景广阔。
（3）储能在电力系统应用需要关注的若干问题：一是储能在电力系统的广泛应用将对电力系统的规划带来深远影响。随着新能源大规模发展需要将储能发展纳入电力发展规划，统筹储能规划、建设及运行，实现储能与电力系统深度融合。二是新型储能在配电网和用户侧的广泛的应用，一定程度上影响配电设施的布局。三是大规模储能分散接入配网可能对电能质量产生影响，储能设施依靠电力电子装置，实现功率的灵活调节，大规模分散接入可能会产生谐波超标等电能质量问题。四是混合型储能将成为储能应用的重要形式。采用混合型储能技术，将具有快速响应特性的储能系统和具有大容量储能特性的储能系统联合使用以平抑功率波动，这不仅可以优化储能系统的运行，延长系统寿命，而且可以使系统获得更好的技术性能和经济指标。
（4）典型应用场景对储能配置技术需求。调频辅助服务对储能系统的功率需求在10-100MW之间，系统调频对储能单次放电时间要求很短，动作周期具有随机性，要求储能技术要达到毫秒级的响应速度，储能最小放电持续时间一般在15-30分钟，年运行次数达万次，对储能的运行安全性要求高。调峰对于储能技术特性的需求主要是满足能量时移要求。其对充放电功率的要求较宽，一般在1-500兆瓦，对放电响应时间没有严格要求，一般小时级响应即可满足需要，放电持续时间一般介于1-8小时。能量时移在电力系统发输配用各环节都有应用，且运行较为频繁，每年应用频率大于250次以上，对储能的运行安全性要求高。储能参与电网阻塞管理，对储能系统的需求是在100分钟内持续提供0.1-1MW的功率，时长小时级及以上。此时对储能的功率等级要求要达到10-500MW，响应速度要求高，循环次数要达到5000次以上（或每年100次左右），对储能的运行安全性要求高。本书提出了基于调峰、调频、拥塞管理三种不同场景的储能配置模型，并开展了实证研究。
（5）国外新型储能发展实践及对我国的启示。一是新能源的快速发展是新型储能广泛应用的主要驱动因素。具有随机性、波动性和间歇性的风能、太阳能的快速发展，使得电力系统对灵活调节性资源需要大幅提升。加州鸭型曲线下的负荷平衡问题、英国快速调频以及容量市场的建立、澳大利亚的风电及光伏场站配置储能等均与新能源的发展相关。二是通过市场盈利是国外储能电站规模化、商业应用的主要途径。国外几乎没有专门针对大规模储能电站应用的补贴，也没有参考新能源发电为储能电站设计专门的电价机制，通过参与市场获得盈利是国外储能电站商业应用的主要途径。储能通过市场盈利有两个基本条件：一方面需要构建公平的电力市场。无论是美国还是英国，首先明确了储能参与电力市场的主体地位，明确准入要求；另一方面价格机制能够体现不同效果的灵活性的价值，按效果付费。三是储能设施所有权和功能不同，其成本回收方式也不相同。以提高输配电可靠性为主，发挥电压支撑、延缓配电设施增容，所有权属于公用事业公司的储能设施，从输配电价中收回成本；用于平滑风光波动的，属于发电资产，主要通过电能量时长回收成本；所有权属于用户，主要通过需求管理、分布式发电、电动汽车充电等激励机制获利。四是成本高、安全风险仍是制约新型储能发展和应用的主要因素。储能电站虽然在多个应用场景可以发挥多重功能，但经济性并不具备竞争性，成本仍然是制约新型储能规模化应用的先决条件。新型储能电站与其他传统电源相比并不具备竞争优势，美国PJM调频市场针对新型储能效益因子的修改、英国容量市场储能项目下调系数的调整，一方面源于新型储能自身性能的限制，另一方面也是与传统电源博弈的结果。
（6）我国已开展新型储能商业模式探索，典型商业模式主要有六种：新能源场站配建储能、共享储能、独立储能+两部制电价、储能联合火电机组调频、租赁模式、合同能源管理等。
两部制电价模式：主要是参考抽水蓄能电站运营模式，以政府定价形成容量电价，并纳入输配电价；以竞争方式形成电量电价。目前，电化学储能电站容量电价是抽水蓄能的2-4倍，该模式适用于对具有发展前景的储能技术进行支持。
新能源配储模式：“新能源+储能”成为大规模、高比例发展阶段新能源新增装机新的发展机制。以山东为案例，按风电装机10%，2小时时长配置磷酸铁锂电池储能，风电项目平均度电成本抬高0.0217元；光伏项目平均度电成本抬高0.0348元。按每年375元/kW的租赁费计算，与自建储能相当。
共享储能模式：在新能源汇集站或公用电网中建设的储能电站，由周边多个新能源场站共同使用，并支付相应费用。共享储能盈利能力与共享率（利用率）直接相关，当共享补偿价格为0.475元/kWh时，储能年度共享率需达到60%（即全年有60%天数实现充放一次）方可盈利。
储能联合火电机组调频模式：储能联合火电机组调频是我国现行辅助服务考核机制下的产物，发挥储能响应速度快和调节精度高特点，提升机组被调用机率和补偿费用。调频容量需求有限，随着配置储能的机组增多，市场快速饱和，出清价格降低，收益水平随之降低。
合同能源管理模式：通过峰谷电价差、降低需量/容量电费、参与需求侧响应等降低用户电费支出，这是当前合同能源管理的主要运营模式。
（7）储能作为一类特殊的电源，很难像常规电源主要通过参与电能量市场实现盈利，辅助服务市场、容量市场等反映灵活资源价值的市场机制，对于未来新型储能实现商业化运营尤为重要。尽管在现有的电力市场框架和规则下，储能可作为市场主体参与中长期电力市场、现货市场、调峰辅助服务市场和调频辅助服务市场，但由于我国电力现货市场建设目前还处于试点阶段，新型储能电站规模还比较小，还没有储能直接参与中长期市场和现货市场的案例，目前新型储能主要参与调峰辅助市场和调频辅助服务市场，按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，获得补偿收益，部分地区依据灵活性需求建立了容量市场或容量补偿机制。
（8）新型储能参与电力市场模式探索。新型储能参与电力市场可分为三个阶段，不同阶段参与市场的类型和市场机制也有所差异。
第一阶段：新型储能规模较小、电力市场建设初期。现货试点省份将新型储能纳入市场主体，提升储能在辅助服务市场利用率，建立储能容量市场化交易机制。建立准入标准，优先出清，优先调用，完善按效果补偿的付费机制。
第二阶段：新型储能具备竞争优势、电力市场基本建立。储能参与现货市场以及辅助服务市场，并逐步扩展到惯量、爬坡、一次调频等新型辅助服务品种；在多个市场中发挥价值，多重价值得以体现。
第三阶段：新型储能竞争力优势明显、电力市场成熟阶段。储能可全面参与电量、辅助服务、容量等各类市场，重点是创新新型储能应用新业态、新模式，提升电力系统灵活性。
（9）新型储能参与电力市场的盈利模式探索。目前我国现货市场还在建设试点期、辅助服务市场机制不健全、容量市场尚未建立，新型储能完全依靠市场获得盈利难度很大。现阶段，新型储能实现盈利必须考虑容量价格补偿机制支持，如容量租赁、调峰容量市场建设等，同时，以竞争性方式形成电量电价。未来，逐步降低新型储能容量补偿占比，主要通过现货市场、辅助服务市场、容量市场等获得合理收益。
