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中国储能网讯：5月24日，由中国化学与物理电源行业协会主办，余家机构共同支持的第十一届中国国际储能大会在杭州洲际酒店召开。此次大会主题是“坚守储能安全底线，推动产业创新发展”。来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的家产业链企业，位嘉宾参加了本届大会，其中88家企业展示了储能产品。

大会现场

中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司储能技术中心主任楚攀受邀参加本次大会，并做报告主题：广东省储能市场发展概况介绍及未来发展前景。

中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司储能技术中心主任楚攀

楚攀：感谢主持人的介绍！我们的会议特别不一样，我参加储能大会的系列会议已经有10年了，储能大会有一个特点，每次报告厅里坐的人很满，大家都在孜孜不倦的学习，在座的每个人都是学习驱动型的人才，所以相信大家都能在储能方面出很好的成绩。

今天我给大家汇报一下广东省储能发展现状和储能技术的发展趋势。

这张图是目前广东省储能市场的基本现状。截至年底，广东总体的装机达到了MW，其中80%以上都是电源侧。在电网侧和用户侧，由于广东市场跟随政策的速度稍微慢了一些，虽然电网侧做的很早，但起了个大早赶了个晚集，目前也只有一个18MWh和一个10MWh的项目，不像江苏、湖南、河南都有MWh的大型储能项目。在用户侧储能方面，由于广东的峰谷价差并不像江苏、北京那么大，所以广东的项目相对少一些，但算总量话也处于全国前列。

我们做储能项目和做其他任何事情一样，测算一个行业的发展潜力和发展前景的时候，要看看它的基本盘如何。做储能项目的基本盘是什么呢？我认为是本省的电源结构，因为电源结构决定了现在及未来的电力系统对储能容量的需求。图中展示了广东省年以及年的电源结构。可以看到，排名第一的是火电，年占比36%，年占比35%；第二大电源是西电，主要是来自云南、贵州的水电。第三是燃气发电，第四是核电。其中燃气发电装机量的占比，在广东的整个电源结构里是比较高的。

大家可以看到，从电源结构来说，占比第一的煤电具有比较好的调节性，有一定的灵活性；占比第二名的是西电，这是不可调的，从云南、贵州的水电送过来，别人稳定的送给你就不错了，让水电参与电网的日调节还不太现实。第三是气电，气电的调节性能非常好，调节能力是火电的4-5倍，这是广东省的优势，因为广东的气电装机占比领先全国。第四是核电，让核电参与调峰已经研究了很多年，但是从来没有实施过，广东核电一年发电多个小时，某程度上挤压了灵活性电源的发电小时数；来看水电，水电本来是非常好的调节资源，它的调节能力是火电的10倍以上，但是广东的水电以径流式的小水电为主，调节能力很差；抽水蓄能电站的调节性能最好，超过气电，广东的抽水蓄能装机容量好像是全国最高的，多万千瓦，但是占比较低，只有4%；风电和光伏，与很多能源发展比较好的省份来说不能比，在电源结构里占比分别是3%和4%。最后一点是生物质电源，占比2%不到，以上是基本的情况。

追求“双碳”的目标，建设一个以新能源为主体的新型电力系统，需要我们的电力系统里配置大量的灵活性资源。煤电的灵活性比较好，排名第三，它的机组爬坡率大概是1%-2%；水电最好，机组爬坡率高达50%，是目前最好的灵活性资源。

这张图是我们之前针对广东省的电源结构，做的低碳转型做的规划，我们做这个规划的时候，国家还没有提出碳中和的目标。若想从高碳向低碳转型，到年，煤电将降低到24%，气电比例保持不变，但是气电的总装机容量是上升的。水电和太阳能加起来要达到23%，水电的装机占比稍微降低，广东省内的水电资源已经完全开发完毕，抽水蓄能还能再建一些。在这样的形势下，对整个系统来说，灵活性资源是不足的。虽然电源结构不断优化、更加清洁化、低碳化，风电和光伏的发电占比越来越高，但是，整个电力系统的弹性越来越差，运行风险越来越高。

（图示）大家看绿框里面着的，火电和水电都是给整个电力系统贡献灵活性的电源，但是它们在未来的5-10年之内装机占比是逐渐降低的，这是能源结构清洁化的代价之一。核电，目前来说，给电力系统的灵活性不做任何贡献，甚至还挤压其他电源发电空间的，还给电力系统带来了调峰难题，但核电的比例会持续上升，由大概9%上升到15%左右。而光伏和风电，给整个系统输入不确定性、输入波动性，且它们的装机占比大幅度增长。未来（到年），风电和光伏的装机占比加起来只有23%，这是双碳目标出台之前的规划，现在我们要响应碳中和的目标，这个风电和光伏的装机规划是不够的，或者说还差很远。若要在电力系统中实现碳中和，未来我们会面对更强的波动性，整个电源结构里火电占比会更低，最后所有这些，都会造成了整个系统的风险越来越高。

怎么办？国家在“十四五”能源规划里已经做了顶层设计，要构建现代能源体系，要建设以新能源为主体的新型电力系统，要加快发展抽水蓄能和新型储能技术。抽水蓄能目前在全国的装机是万千瓦（广东大概万千瓦），在建的抽水蓄能有多万，抽水蓄能是非常好的灵活性电源，可以调峰、调频、可以作为备用、也可以作为黑启动。但是抽水蓄能电站的缺点也很明显，受环境限制比较多。给大家展示一个例子，这是一个桐城的抽水蓄能电站，建抽水蓄能得有两个上下的水库，这个水库都比较大，下游可能还涉及到一些移民或者说环保问题，整体电站的建设周期很慢。这是一个俯视图，可以看得更清晰一些的；这是安徽响水涧的抽水蓄能电站，这个抽水蓄能电站大概建设了6年，其实它的原工期计划是建设60个月。这是我在网上搜到新闻，一个是6年10月份发的，说它已经开工了，主体工程预期5年。是什么时候完工的呢？我又搜了一下，是年11月，就是6年后，也就是72个月之后四台机组基本投运。这是抽水蓄能电站最大的缺点，建设周期慢，很可能它建成的时候，已经跟不上规划时预想的电力发展形势了。

基于此，我形成了一些不太成熟的结论：第一，我认为在“十四五”期间，由于漫长的工期以及环境因素，抽水蓄能电站靠不上，这里主要指的是电网调频领域靠不上抽蓄。第二，“十五五”以后，由于风光渗透率的大幅提升，造成调峰压力的持续增加，抽水蓄能电站将主要用于调峰以及备用，在电网调频依然靠不上。所以，我的结论很简单，在未来十年以内，新型储能技术将在电力系统中得到非常广泛的应用，主要的应用将集中在调频领域，这里包括了一次调频和二次调频。

以上是我的一个简单的逻辑论证，我觉得需要从其他专家的研究成果中找点资料来印证一下我的结论，找到了一个比较知名的国际机构做了研究，这是国际上已经建成的储能项目的应用分布情况。大家知道，国际上的储能项目大多集中在欧美，电力市场改革比较深入，它们的现状可能是我们的未来。大家看这张图可以看到，49.7%和9.4%一个是调频，第二是备用，这些备用绝大多数也是用于调频。也就是说，有60%的储能应用都是集中在调频领域，调峰领域有多少呢？大概有10%。可以看出，这个研究成果，支撑了我上面的判断的。

大家很