“双碳”目标的确立为新能源发展按下了加速键。2020年12月，我国在气候雄心峰会上宣布，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。然而，新能源具有随机性和波动性，未来大规模、高比例新能源并网将对电力系统规划、运行带来更大挑战。储能作为优质的灵活调节资源，可以在不同时间尺度提供多种价值的服务，必然伴随着新能源发电同步发展。当前，电力系统储能已颇具规模，应用领域不断扩展，成为电力系统规划、运行不可或缺的元素，相关的示范应用、价格机制、参与电力市场等应用和研究不断深入。随着储能的快速发展，与其相关的基础性、原则性、角色定位等问题还有待明确。
一、储能大规模应用的基础性问题
一是电力系统储能的基本概念需要明确。储能的种类庞杂，国际电工委员会（IEC）对储能的定义为：通过设备或者物理介质，将能量存储起来，并在需要时释放出来。电能属于二次能源，国内外尚未对电力系统储能做出明确的定义，从功能上看，电力系统储能可以定义为：通过一种介质或者设备，把电力系统的电能存储起来，在电力系统需要能量或功率支撑时，以电能的形式释放到电力系统的循环过程。电力系统储能的基本特征应该是双向的，基本形式为电能，存储形式可以多样化，通常所说的储热、储氢、蓄冷等最终以热、氢、冷形式释放更适合归为电力负荷。
二是电力系统储能的单位表述应更加准确。传统电力设施的装机容量通常以功率来表征，如瓦、千瓦。然而储能与常规电力设施不同，不仅具有电力属性还具有能量属性，二者不可分离，缺失任何一个参数都不能准确表达储能的基本性能。目前，对储能单位的描述比较混乱，如诸多资料将储能容量描述为千瓦时或者兆瓦时等能量单位，与电力系统装机容量定义相反。因此，电力系统储能无论从装机、规模、还是容量上看都应该同时标称电力和能量两个参数。
三是电力系统储能应用领域的合理划分有利于分类施策。储能应用领域广阔，涵盖了电力系统发输配用各个环节，从功能特征来看，包括调峰、调频、备用、延缓输配电网改造等；从应用场景来看，包括新能源并网、辅助服务、火电机组配置储能、户用储能等。在美国，一般采用表前（Front of the Meter，FTM）和表后（Behind the Meter，BTM）对储能进行区分，美国储能协会定义表前储能主要是连接到输配电网或发电资产，可独立参加批发市场；表后主要在商业、工业或居民用户表计之后，主要参与零售交易。从我国当前电力管理体制出发，按电源侧、电网侧、用户侧分类相对清晰，其中电源侧主要为各类电源表计之前配置的储能，电网侧主要为接入公用电网的储能，用户侧主要为用户表计之后配置的储能。合理划分储能有利于分类施策、分类管理。
四是电力系统储能的身份和属性宜明确认定。储能具有充电、放电特性，具有电源和负荷的双重属性，对储能身份和属性的认定直接关系到储能应用。如2017年，英国发布“英国智能灵活能源系统发展战略”对储能进行了明确定义，将储能的市场身份由此前归属的终端负荷改为发电资源，由此结束了对储能充电和放电的双重收费。目前，电源侧、用户侧储能身份界定相对明确，对于接入公用电网的储能，其电源、负荷属性尚需明确，这直接关系到该类储能应当履行的责任、并网管理、调度运行以及电价政策等，具体作为单一身份或者双重身份可根据管理要求加以确定。
二、高比例新能源电力系统中储能的应用
从规划方面看，保障高比例新能源电力系统的电力可靠供应和安全稳定运行宜按各类灵活性资源必要性、安全性、经济性排序，合理制定储能发展规模。储能虽然可以广泛应用于电力系统各个环节，但从功能和成本上看具有可替代性。灵活性资源主要包括：燃煤机组、燃气机组、抽水蓄能、电化学储能、电网输电通道、需方响应资源等。当前，储能成本仍然不具备竞争力。在进行灵活性资源规划时，应与新能源和传统电源协调发展，优先挖掘存量灵活性资源潜力，加快推动火电灵活性改造、需求侧响应、通道灵活运行等见效快、成本低、影响范围广的措施，在现有灵活性资源不能满足系统运行需要时可新增电化学储能等，实现规模、结构和布局的综合优化。
从调度运行方面看，接入公用电网的储能系统应参考传统发电机组实行“统一调度、分级管理”。在按照储能装机规模进行分级管理、分级调度的基础上，可分场景、分目标实行储能优先调度。考虑电网整体运行效率及局部调节需求，用于保障局部尖峰供电、缓解线路设备过载、保障配电网供电可靠性等功能的储能由地调（县调）优先调度；用于系统调频、调峰以及电网暂态控制的储能由省调优先控制；用于跨省跨区调峰、保障直流输电等功能的储能可由网调优先控制。
从电力市场建设方面看，秉持技术中立，建立公平的储能参与电力市场准入规则。对于能够通过市场盈利的应用领域，应建立和完善市场机制，确立储能市场主体地位，给予储能与市场其他主体同台竞争的公平环境。市场建设也并非一蹴而就，如2018年美国联邦能源管理委员会（FERC）发布841号法令，目的是消除储能进入容量、能量和辅助服务市场的障碍，法令发布后遭到了全美公用事业监管委员协会（NARUC）、爱迪生电力研究所等机构上诉，经过两年多的时间才得以通过。英国从2016年开始允许包括电化学储能在内的新兴储能参与容量市场竞拍，经过两轮拍卖后，由于市场歧视问题，欧洲法院裁定暂停英国容量市场竞拍。不过，储能进入市场的趋势是不变的。2020年10月，FERC发布2222号法令，允许分布式光伏、用户侧储能、电动汽车和智能电器等各类分布式资源进入批发市场。我国中长期电力市场、部分现货市场、调频辅助服务市场、绝大数调峰辅助服务市场均将储能纳入交易市场成员。
从安全管理方面看，高度重视储能消防安全，将储能设备列为特定消防对象。全球储能电站火灾事故统计显示，电池电芯缺陷以及电池管理系统的不可靠是导致事故的主要原因，随着电池老化、环境变化，以锂离子电池为代表的部分电化学储能系统发生火灾的风险一直存在并可能持续提升。一方面，制定并实施严格的标准和检测规范可大大降低火灾事故发生概率，如美国储能系统和设备的安全标准UL9540，以及评价储能系统热失控扩散危险性和消防措施有效性的大规模火烧测试标准UL9540A等，对储能安装参数、间距、通风、产生的热量和气体等方面进行了规范。另一方面，构建电力储能安全管理体系，将储能设备划定为特定消防对象，制定储能灭火的标准操作程序等。
三、新能源配置储能的发展趋势
自2020年开始，河南、内蒙古、辽宁、湖南等省份均提出了优先支持配置储能的新能源发电项目。随着国家“碳达峰、碳中和”目标的提出，各省加大了对新能源场站配置储能的支持力度，山东、海南、贵州、宁夏等省份在2021年风电、光伏项目竞争性配置办法中明确要求配置一定容量的储能设施，新疆、广西、江西等省份优先支持承诺配置储能设施的新能源电站开发。储能伴随新能源的发展而发展，从最初的鼓励配置储能到当前的要求配置储能，随着新能源并网比例的提升，预计越来越多的新能源将自发配置储能或购买储能的相关服务。
一是配置储能可降低新能源发电的系统成本。近年来，随着新能源接入电网的比例提升，新能源系统成本逐渐被关注。新能源系统成本一般认为是新能源接入后相较于无新能源系统额外增加的投资及运行成本，包括备用电源配置成本、平衡成本、电网成本等。初步研究显示，新能源电量渗透率超过15%后，系统成本进入快速增长临界点。风电、光伏不再享受中央财政补贴后，为提高上网竞争力，可通过配置储能有效提升新能源的可调度性，降低系统成本。
二是配置储能是新能源履行系统责任的重要技术路径。构建新能源为主体的新型电力系统，需要新能源承担作为主力电源的系统责任，2019年修订颁布的《电力系统安全稳定标准》由电力行业标准升级为国家标准，提出新能源场站应提高调节能力，必要时应配置燃气电站、抽水蓄能电站、储能电站等灵活调节资源。部分省份已经要求新能源机组具备一次调频等常规机组具备的能力，电源同质化是未来发展的基本趋势。新能源配置储能可有效履行系统责任，减少考核，避免预留发电容量。
三是配置储能可有效提升新能源参与现货市场盈利水平。由于新能源发电具有随机性，难以实时跟随现货市场价格波动调整发电出力，实现利益最大化。通过配置储能可灵活参与市场并提升履约能力，在现货价格较低或者未能出清情况下给储能充电，在现货价格较高时放电获得收益。如澳大利亚现货市场价格波动剧烈，限价范围大，新能源场站通常配置大容量储能装置，如315兆瓦的Hornsdale风电场，2017年配置了100兆瓦/129兆瓦时的特斯拉电池，2019年，储能扩展到150兆瓦/194兆瓦时。储能充分利用了新能源发电边际成本低的特点，在现货价格较低时充电，在用电高峰现货价格较高时放电，极大提升了新能源电站的盈利能力。
高比例新能源电力系统的储能应用由成本、技术、市场、管理等多项因素综合决定，是一个不断探索、不断调整、不断丰富的过程，契合电力系统运行需求，找准功能定位，将在高比例新能源电力系统中扮演越来越重要的角色。
