据能源圈了解到，8月24日—26日，2024碳中和能源高峰论坛暨第四届中国国际新型储能技术及工程应用大会与新型储能技术青年科学家论坛在深圳正式举办。在8月24日下午进行的新型储能系统集成解决方案专场上，国网河南省电力公司高级专家、教授级高级工程师赵光金博士做了题为《支撑新型储能发展运行做法及思考》的主题报告演讲。

国网河南省电力公司高级专家、教授级高级工程师赵光金博士

以下内容根据大会发言整理，仅供参考。

今天我从调用端谈一点感受。因为我们作为新型储能的技术监督，从这个角度以河南的例子谈一点目前新型储能发展的情况。

大家知道，新型电力系统和“双碳”目标提出后，新能源实现了快速的发展，导致现在午高峰时新能源的消纳非常困难，晚高峰因为保供压力非常大。从这两个角度讲，储能理论上应该发挥非常好的作用，但目前情况不是很好。

这里面有一个统计数据，2023年底河南省煤电装机首次低于新能源装机量，大概降到50%以下。截止到今年7月中旬，全省风电、光伏装机达到6316万千瓦，其中风电2245万千瓦、光伏4071万千瓦，其中分布式光伏装机3441万千瓦。目前风电光伏总装机占多全省装机容量的54.5%，已经超过一半了。去年河南1389.7万千瓦新增分布式光伏增速是全国第一，装机是全国第二。

接下来围绕着更好的促进新能源消纳、发展出台了一系列政策。其中第一个政策是关于加快新型储能发展的指导意见，这里面有几个补偿政策，一是调峰补偿上限大概0.3元/千瓦时，交易时出清价格比这个低。租赁按照磷酸铁锂为例，每千瓦时不超过200元，但实际上现在租赁很困难。三是针对1000千瓦以上的非独立储能和用户侧储能三年有一个一次性的补贴。

第二个政策是关于与电力辅助服务的市场规则通知。这里面说储能的功率不低于2兆瓦，连续储能时长2小时及以上，具备AGC功能，参与的调峰价格是3毛钱一个千瓦时。

促进分布式光伏，分布式光伏目前在河南因为有了整县光伏政策，像新乡、信阳、南阳一些地方分布式光伏上得非常快，导致反向过载问题非常严重，所以发改委也出台了一个政策，促进分布式光伏健康可持续发展。通过配置储能来提升承载力，按照黄区配15%，2小时；红区配20%，2小时。同时支持分散式建设的储能通过“虚拟电厂”形式参与各类市场交易。

今年6月1日有一个电价时序调整，1月、2月、12月，高峰（含尖峰）时段16：00至24：00，其中尖峰时段为1月和12月的17：00至19：00；低谷时段0：00至7：00，其他时段为平段。3-5月和9-10月份高峰时段是16：00-24：00，低谷时段是0：00-6：00和11：00-14：00，其他时间段为平段。现在每天上午11：00到下午14：00之间是低谷时段。

原来有一批独立储能建成后，午间要求它来充电，跟原来设想的商业运行模式不一样，导致独立储能电站造成盈利困难的问题，发改委及时调整了分时电价。6-8月份高峰（含尖峰）时段是16：00至24：00，其中尖峰时段为7月和8月的20：00至23：00，低谷时段0：00至7：00，其他时段为平段。全年高峰平段和低谷的浮动比例统一调整为1.72。尖峰浮动比例为高峰浮动比例的1.2倍。尽最大可能兼顾电力保供、光伏风电出力特性、用户调整生产时序能力。

河南从前年开始，总共备案了两批独立储能，总共36个项目，大概360万千瓦时。目前已投运独立储能电站2座、处于调试阶段独立储能电站共4座，装机规模35万千瓦/70万千瓦时，已签订并网调度协议，待并网独立储能电站共1座，装机规模10万千瓦/20万千瓦时。新能源配储目前65座，目前配网80MW/122MWh。度夏期间，全省已并网72座新型储能电站，合计容量是111.3万千瓦/216.2万千瓦时，新型储能装机规模比去年提高了9.1倍，最大放电功率提高了19.4倍。

作为技术监督单位，均衡、管理、安全、消防等等，从调用使用角度讲，安全隐患始终无法消除。这么大的电站，一旦真的出了问题，后果是非常严重的，所以我们有几个做法。一是我们成立一个工作小组，由电科院和调度每个月定期对储能电站进行集中的充放电测试，对情况形成月报，报送能源监管部门，对数据异常、出力不达标的场站进行现场核查，督促整改。我们成立了专业技术监督体系，包括电科院、经研院、设备部、科技部、调控中心、地市公司、省综合能源、省管产业单位等技术人员组成，对储能电站开展技术监督，进行安全隐患排查。

测试，按照国家能源局华中监管局的文件，《关于华中区域电力辅助服务管理实施细则》第一章第4条和第二章21条，对储能电站进行测试。这里面要求，按照功率可用率，充电功率达到90%以上，且放电功率达到80%的，功率合格。能量是充电能量达到90%以上，放电能量要达到80%以上。

目前场站反馈情况，每月均有部分场站存在设备告警或设备各故障，无法满功率充放电。

5月28日做了一次测试，当天总功率689.06兆瓦，充电能量大概1256MWh，按照80%做测试，仍然有很多电站达不到要求。目前新能源配储利用率的提升还有很大空间。但如果让他频繁调用，安全风险也比较大。我们要去这些场站进行现场核查，有没有安全隐患等等，每个月都会去现场做安全隐患的排查和运行情况的核查。

专项安全隐患排查，今年国网公司已经做了两次，4月份做了一次，6月底又下发通知，对国网经营区，按照属地划分，对所有独立储能电站、电网侧储能电站和新能源配电储能做安全隐患排查。左边展示的是国网给了14条排查标准，有分重大、一般等等，从两个维度：管理层面、技术层面。举例，有没有取得消防备案手续，有没有配置消防给水系统，有没有加装可燃气体预警装置，是否具备温升速率监控功能等等。安全排查表，按照国家相关法律法规，比如设计、可研等等一系列的，最终形成报告督促业主进行整改闭环。

从数字化角度讲，我们现在正在建全省新型储能的数据监管平台，所有独立储能电站和新能源配电储能实施数据都要接入到这个平台，目前已经完成首个储能电站数据接入。

对于电力生产来说，数据不可能随便通过WiFi、无线、5G、4G接出，我们所有数据在内网，接入展示时，需要做隔离，符合国家能源局36号文里对信息安全的要求，所以现在我们接入过程中还是难度比较大的，不是取出来就可以，需要满足信息安全的要求。

储能电站到底能用多久？因为我们也参与了一个国家重点研发计划，储能电池加速老化分析和寿命预测。现在单体电芯循环次数都很高了，几千次、上万次，但储能电站寿命还是大打折扣的，尤其是对于电网运行生产过程中，很多人讲过充过放，在整个储能电站电力生产过程中，除非BMS和EMS失效，这种情况是很少见的，主要是频繁调用，有时候应急情况下突然充电转放电或者一天来回好几个充放电，对电池的损伤比较大。我们也做了一些研究，比如做了没有任何散热冷却的储能电站，完全跟室温环境下保持一致，看储能系统在这种环境下老化的趋势是什么样子的，希望能够对于储能电站的安全运行和寿命评价做一些研究。

这是我们大概三年左右的数据，前期可能变化没多大，但后期会发生一些比较明显的变化，或者从某个时间段开始衰减会变得很快。

目前对于存量电站来说，它已经面临一个问题，要么就做安全改造继续运行，要么赶紧退出运行。否则不怎么能正常运行或者不怎么运行的已经建成很多年的储能电站，有很大的风险。我们去年制定了国标，今年7月1日已经正式实施了，在运的存量电站，要么赶紧退出运行，要么满足继续改造要求的进行升级改造，国家能源局关于新型电力系统行动方案里也提到了，对于典型的新能源配的储能要做改造，提升它的利用效率。

目前从电网和电力生产运营角度讲，新型电力系统和“双碳”目标，新能源发展到目前，储能肯定是需要的，但目前从电化学储能角度讲，对于电网来说，一是规模太小，二是大家对于它的安全性十分担忧。今天上午很多专家说电网和电力公司目前还没有大规模的建，就是基于安全风险的担忧，二是规模太小。

目前对电网晚间电力保供和午间新能源消纳，电化学储能和规模和可靠安全还达不到目前电网的需求。午间新能源消纳这么困难时，对于新型储能、电化学储能装机规模要求很大才能发挥一定作用。保供对于新型储能有更迫切的需求。独立储能盈利很困难，目前只能靠峰谷差套利，很难租出去。原则上新建的新能源场站，尽量希望大家去租而不是去配。

目前储能的安全担忧仍然是最大的不确定性，需要加强管控和引导。我们还是认为前端设备质量的把关，比如到货抽检，并网测试，没有形成闭环。如果能杜绝带病入网，安全的风险会降下去很大一截。

关注长时储能和超高能密度电化学储能技术的发展应用。如果有6个小时、更长时间或者跨季，将来储能或者电力系统发展跟化工行业耦合起来，用绿色燃料储能技术，或者将来非化石能源达到80%以上时，这是非常迫切的课题。

目前电化学储能的能量密度仍然有很高的期许，安全是一方面，第二个是能量密度，我们还是有很大的期许，才能真正解决新能源快速发展和新型电力系统快速发展以及“双碳”目标快速推进、能源变革过程中对于储能刚性的需求。

今天我的分享到此结束，谢谢大家！

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