李建林、周喜超等：电网侧储能技术研究综述

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北极星储能网讯:储能是推动能源转型变革和能源互联网发展的重要支撑技术，有助于构建清洁低碳、安全高效的能源体系。随着江苏、河南、湖南、青海、福建等电网侧百MW级电站相继建设、投运，电网侧储能已然成了储能产业的焦点。然而，2019年5月，国家发展改革委、国家能源局印发的《输配电定价成本监审办法》明确规定电化学储能费用不得计入输配电定价成本，让处于发展热潮中电网侧储能急剧降温。历时一年，由于新能源高比例渗透和特高压电网的快速发展，带来的系统波动等电网安全问题日益严重，电网对构建高比例、泛在化、可广域协同的储能需求越发迫切，电网侧储能呼之欲出。

01电网侧储能应用

随着全球新能源产业的快速发展，我国已成为储能技术发展的领军国家，尤其是在电化学储能方面。电网侧储能是区别于电源侧和用户侧，在输配电网中建设的储能，作为电网中优质的有功无功调节电源，其主要功能是有效提高电网安全水平，实现电能在时间和空间上的负荷匹配，增强可再生能源消纳能力，在电网系统备用、缓解高峰负荷供电压力和调峰调频方面意义重大。近两年投入的电网侧示范项目也应运而生（见表1）。

表1 国内外典型MW级电池储能电站

02电网侧储能研究方法

从储能选址角度分析，现有大部分研究都是将储能选址配置整体建模，这种处理方式更偏重经济性指标而忽略技术性指标，选址的优化结果缺乏理论依据。将储能选址问题单独进行建模求解的研究中，考虑的指标较为单一，而且没有提及储能的充放电状态对指标的影响，没有做到与储能配置问题的有机结合。

从储能配置角度分析，现有研究对储能在电网侧带来的收益和作用考虑的不够全面，涉及储能对整个电网系统所带来的安全稳定性和经济效益的研究较少。

03电网侧储能需求分析

3.1 理论分析

由新能源出力引起的不确定性和波动性无法改变，用电负荷的峰谷特性也是客观存在的，这对电力系统必须实时供需平衡造成困难。不仅如此，新能源对电网线路的载流能力、电压稳定、网络损耗等也带来了新的挑战。风电出力与负荷曲线相比，存在明显的反调峰特性，在负荷低谷时，风电大发，而负荷高峰时，风电发电量较低，风电出力和负荷曲线的反差特性也正是导致系统出现各种挑战的根源。通过将风电出力与负荷曲线相比，可以看出存在明显的反调峰特性，在负荷低谷时，风电大发，而负荷高峰时，风电发电量较低，风电出力和负荷曲线的反差特性也正是导致系统出现各种挑战的根源。

3.2 时序指标分析

分析电网侧对于储能的需求，主要从线路负载率、节点电压、网络损耗3个方面进行介绍。从电网侧的储能需求分析可以看出，风电并网后，系统的3个指标发生变化：线路负载率升高，电压波动程度加深，网损减小。但各指标的变化规律不易总结，这是因为系统的注入功率和电压、网损等指标有复杂的耦合关系，所以需要将其解耦。实际上，风电出力对电力系统来说，最开始改变的只是风电接入节点的注入功率。

04电网侧储能优化规划

将经济性纳入考量是实现电网侧储能技术推广应用的必然发展趋势。国家层面对电力辅助服务给予了高度重视，从国家能源局综合司发布的《关于2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报》来看，对比各区域电力辅助服务补偿费用情况以及分项电力辅助服务补偿费用两方面（见图1、2），可以发现国家发改委等相关部门就推进电力辅助服务市场建设提出具体要求。目前，全国除西藏外31个省参与电力辅助服务补偿的发电企业共4566家，装机容量共13.70亿kW，补偿费用共130.31亿元，占上网电费总额的1.47%。

图1 各区域电力辅助服务补偿费用情况

图2 分项电力辅助服务补偿费用

可以看出，政府为促进电储能产业发挥其市场机制作用搭建了平台，为储能在辅助服务应用领域提供了多渠道盈利的可能性。

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