4月10-13日，第12届储能国际峰会暨展览会（ESIE 2024）在北京举行。中国工程院院士、中国电机工程学会理事长、国际电工委员会（IEC）第36届主席舒印彪出席开幕式并做题为《新型储能支撑新型电力系统建设》的主旨报告。
舒印彪指出，我国正在加快构建新型电力系统，电力系统的形态特征也将发生显著改变。将从连续可控变为弱可控和高度不确定性的电源。将从大电网为主，变为大电网与分布式微电网等多种形态的电网并存。配电网也将从无源配电网变为有源多源负荷广泛接触，从源随荷动向源网荷储协调互动的转变。
在此过程中，我国新型储能还存在一些问题。例如：利用率不高。2023年电网侧、用户侧、新能源强制配储项目平均利用率指数分别为38%、65%、17%。安全问题时常出现，电池单位体积内的包含的能量和容量提高，部分标准缺失，安全风险增加。
对此，舒印彪表示，聚焦新型电力系统的发展需求，需要加强统筹规划，优化调动运行，加大政策支持力度，重点突破长时储能关键技术，加快标准检测认证体系建设，更好地发挥新型储能的支撑保障作用。
为此，舒印彪建议，要加强规划引领，优化调度运行，完善市场运营机制，加强关键技术创新，加大政策支持，加快标准和认证体系建设。
发展新型储能对推动我们国家能源绿色转型，保障能源电力可靠性，实现双碳目标意义重大，前景广阔。
我国新型储能的发展取得了很明显的成效，并网规模实现了跨越式增长。截至2023年底，我国新型储能的并网容量已达到了3139万千瓦/6687万千瓦时。平均储能的时长达到了2.1小时，全年新增2260万千瓦/4870万千瓦时，是十五末既有规模的10倍，是2022年新增规模的3倍，而且连续三年新增的规模超过累计装机规模。其中，新能源发展较快的华北、西北等区域，新型储能的容量占到全国总容量的27%和29%。
配套政策的体系也在逐渐完备。27个省区市“十四五”新型储能规划建设目标超8400万千瓦，全国各地出台的配套政策超过600余项。我国将新型储能建设纳入了“十四五”电力发展规划和“十四五”现代能源体系规划。预计到2030年，全国新型储能的规模将超过1.5亿千瓦。
商业模式助力了创新发展。像广东、山西、青海等省份在保障项目的预期收益方面也都先行先试。新型储能的容量，包括租赁共享储能的运行模式也都相继出现。在山东、湖南、宁夏等系统调节需求比较大的省份，一些独立储能、共享储能，已经占到全国新型储能容量的50%。
多种技术路线协同发展。我国已投运大容量锂离子电池、铅碳电池、液流电池、压缩空气储能等技术，同步发展的还有重力储能、液态、二氧化碳储能等技术。
其中，锂离子电池的技术已达到了国际领先水平。在过去的五年，能量密度和循环寿命都增加了1倍以上，系统成本下降60%，目前已经投运的容量占新型储能总容量的97.4%。
世界上一些主要国家也在积极推动新型储能的发展。在应对气候变化和能源低碳转型的背景下，国际上大力发展新型储能技术，提高电力系统的调节能力，提升新能源的消纳能力。比如欧盟已经相继出台“电池2030＋“研究计划和新电池法。目的都是提升电池的安全性、能量密度、使用寿命、经济性、环保性等关键的技术。
美国也聚焦长时储能技术研发，提出10年内将10小时以上长时储能成本降低90%。
日本也在积极推动储能的规模化发展。预计到2030年，储能规模也将比2019年增长10倍，其中，负荷侧的储能规模将达将达到1.2亿千瓦，占总容量的60%。
我国正在加快构建新型电力系统，电力系统的形态特征也将发生显著改变。将从连续可控变为弱可控和高度不确定性的电源。将从大电网为主，变为大电网与分布式微电网等多种形态的电网并存。配电网也将从无源配电网变为有源多源负荷广泛接触，从源随荷动向源网荷储协调互动的转变。
在这个过程中，电力系统保持实时连续可靠供电的技术要求不会改变。因此新型电力系统离不开新型储能的强有力的支撑。
我们要遵循电力系统的运行规律和市场的经济规律，适应系统不同发展阶段和运行场景的需求，分步骤、差异化发展新型储能，助力新型电力系统的建设。
碳达峰阶段（从现在到2030年），全社会的用电量。达到11.8万亿千瓦时，总发电量的装机将达到40亿千瓦，新增用电需求80%由清洁能源来满足，清洁能源的发电量占比由目前的38%提升到50%左右。
深度低碳阶段（2031-2050年），全社会的用电量达到15万亿千瓦时，发电量总装机要达到62亿千瓦，新增的电力需求将全部由清洁能源来满足并深度替代现有的存量煤电，煤电的发电量占比将降到10%以内，新能源的发电量占比将提高到80%以上。
碳中和阶段（2051-2060年）全社会的用电量达到16万亿千瓦时，发电量的总装机规模达到70亿千瓦，清洁能源的发电量占比超过90%，新能源的装机50亿千瓦，其中分布式光伏占比超20%。
基于以上大背景下，新能源电力系统将面临着巨大的调节资源的需求。新型电力系统具有高比例新能源和高比例电力电子装备的双高特性，增加了电力安全保供的难度，系统调节资源的需求将不断扩大。
从日调节需求看，目前新能源最大日功率波动超过3亿千瓦，占最大负荷的22%，预计到2060年，新能源最大日功率波动超过16亿千瓦，占最大负荷的40%。
从季节调节的需求看，气候变化因素和极端天气对电力系统的规划、生产运行的影响也在加剧。在发电侧、电网侧和负荷侧都面临较大的不确定性。
在急热无风、极寒无光等情况出现的时候，电力保供和系统平衡的问题将更加困难。新能源出力和负荷预测的难度也在加大，应对长时间周期平衡的需求的储能技术也亟待得到突破。新能源出力强波动性导致电力供应紧张和弃电情况也将同时出现，需要持续提升电网的调节能力，以解决又弃又缺的问题。
新型储能是保障系统安全、可靠、经济的重要技术手段。新型储能具有建设周期短、布局灵活等优势，应对新能源出力的波动和多源负荷的需求，能够快速响应、动态调节提供频率和电压支撑，提升系统的韧性。美国可再生能源实验室一项研究表明，当光伏的渗透率超过50%时，为实现系统安全前提下，最大限度地消纳光伏发电所需的储能容量与光伏的渗透率增长之间呈现正相关性。我国的光伏发电渗透率已达到6%以上。储能的容量需求也将持续增长。
在电源侧，新型储能与新能源相结合，提升新能源消纳利用水平，频率电压支撑能力和设网的安全性能，通过风、光、水、火、储、多能互补的模式，增强调节能力，促进新能源大规模开发、外送和就地消纳。
在电网侧，要发挥储能的调频调峰调压，事故备用爬坡、黑启动等多种功能，提升系统抵御突发事件和故障后的恢复能力，增强系统的关键节点，电网末端网架薄弱地区的供电保障能力，同时有效延缓和替代输变电设备的投资。
在负荷侧，依托分布式新能源、智能微网等配件的配置新型储能，提升分布式新能源就地消纳的能力、供电的可靠性和用户侧灵活条件能力，降低信用运行和用户的用成本。
一是自发自用型。主要是配置在负荷侧，以“分布式新能源＋储能”的形式，满足工业园区、大工业用户等用电需求，通过峰谷电价、尖峰电价等价格机制，使得用户能够回收成本并保持盈利。
二是系统保障型。主要配置在电网侧，以大容量新型储能作为系统调节性资源保障电力供需需求。增强系统的韧性，通过容量电价、输配电价等价格机制获取允许成本价合体收益。
三是市场经营型。主要配置在电源或负荷侧的新型储能，可独立或接入虚拟电厂、负荷聚合商等参与市场交易，通过研判市场价格走势和优化竞价策略获取收益。
研究表明，在我国目前价格机制和市场的环境下，用户侧分布式光伏加储能按照合理的容量配置，当峰谷价差大于7毛钱的时候，它的回报率可以大于4%，可以在运行期内实现足额收益投资。目前全国最大峰谷价差达到7毛的省份已经有16个，用户侧分布式光伏加储能的模式有着较好的发展前景。
我国新型储能产业化发展水平有待提升。当前，我国已超越美国，成为全球第一大储能市场。但作为战略性新型产业，新型储能目前的可持续发展还面临着一系列问题。
一是利用率不高，一些地区独立储能电站的上网电价和充电电价没有明确定位，容量电价政策尚未出台，现货市场的价格波动，储能收益模式不稳定，平均利用率低，备而不建，建而不用的一些问题不同程度的存在。据统计，2023年电网侧，用户侧和新能源强配项目的利用率分别是：38%、65%、17%。
二是安全问题不容忽视。随着电池单位体积内的包含的能量的提高，储能装备能量的扩大，特别是电化学储能串并联的数量多，不断增加安全风险。此外，部分通用规划设计、寿命检测等标准不完善，储能电站系统级别的安全、可靠性的测试和验证标准还属于空白。
我国电池出口企业面临绿色贸易壁垒下的碳足迹核算认证难题。这体现在一是我国碳排放核算边界与欧盟的规定有所不同，造成企业无法获得欧盟要求下部分供应链环节碳排放数据；二是纳入碳排放核算的重点行业也不大一致，造成我国现有碳足迹核算的指南和标准覆盖的范围缺口比较大；三是数据支撑体系和基础数据库还正在创建当中，导致产品的碳排放量被“高估”；四是国内核算认证能力不足，带来高额费用和技术信息泄露的风险。
根据欧盟的规则，报送的产品核算数据需要有资质的机构进行认证。而我们国内有一些头部认证机构正在开展相关工作，但机构的国际认可度不高，出口企业主要选择欧洲第三方机构进行认证。这些机构收费昂贵，除了附加购买软件、数据库等条件，还需收取高额咨询费。此外，由于出口企业需要强制性披露，产品生产全过程中碳排放信息可能导致企业的技术秘密泄露。
聚焦新型电力系统的发展需求，需要加强统筹规划，优化调动运行，加大政策支持力度，重点突破长时储能关键技术，加快标准检测认证体系建设，更好发挥新型储能的支撑保障作用。
一是要加强规划引领，制定我国新型储能发展的专项规划，进一步明确中长期的发展目标、空间布局和重点任务，结合城镇化、乡村振兴等国家战略任务，加强新型储能与配电网、新能源、电动汽车等产业发展规划的联动和衔接，政府牵头组织电网企业根据新能源资源的特点，调节需求，网架结构和负荷特性，预测并及时向全社会发布新型储能的需求，以市场手段引导各类储能的投资建设。
二是优化调度运行。坚持以市场化方式优化储能的调度运行，完善新型储能调用机制，制定新型储能调动运行规则和标准，明确调动技术要求，调动关系，功能定位和运行方式。
持续提升储能的使用率，依托“大云物移智链”等现代信息通信技术，实施规模化储能集群、智慧交通和分布式储能的聚合，适应源网荷储协调互动需求，推动储能向随冲随放运行模式的改变。
三是完善市场运营机制，加快现货市场的建设，完善新型储能电站参与电能量市场和辅助服务市场的有关细则，通过实施尖峰电价，适度拉大峰谷价差，合理扩大现货市场的限价区间，提高辅助服务补偿水平等方式，促进新型储能电站一体多用、分时复用，综合考虑系统调节需求和终端电价承受能力，健全储能电量＋容量价格的形成机制，探索建立电网替代性储能成本纳入输配电价回收等机制。
四是加强关键技术创新。建立健全以企业为主体、市场为导向，产学研用融合的新型储能新技术创新体系，围绕提升安全性、循环寿命等关键技术指标，加强电化学储能热稳定性、系统集成、梯次利用、纳米技术材料等技术研发。探索钠离子电池、固态锂离子电池等新一代高单位体积内的包含的能量的储能技术路线。要发展氢储能、机械储能、熔岩储能等超过6-10小时的储能技术，以及支撑系统运行的主动构网行储能技术、推广“光储直柔”建筑。
五是加大政策支持力度，要降低税费、融资、利率等非技术成本。在并网调度、绿色金融等方面，给予政策支持。依托具有核心竞争力的有突出贡献的公司，培育和延伸上下游产业，吸引更多人才、技术、信息等要素向新型储能产业的聚集。
六是加快标准和认证体系的建设，强化标准的规范引领和安全的保障作用。建立健全新型储能全产业链标准体系，重点推进安全、质量、环保等标准的研制，完善接入电网系统的安全设计测试验收证管理等标准，针对国际绿色贸易壁垒，加快构建新型储能产品碳足迹核算标准体系，建立碳足迹技术数据库，加强双边多边能源国际合作与主要贸易伙伴建立碳足迹及检测认证机构资质互认机制，促进电力绿色价值国际互认。
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