会议现场
中国科学院电工所陈永翀教授
本次会议由中国科学院电工研究所陈永翀教授主持，来自电网公司、设计院、系统集成商等领域的400余人参加了本次研讨会。
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇指出，安全性和经济性是检验储能产业能否可持续发展的最核心指标，但据协会组织的第七期全国储能产业巡回调研以及部分会员企业反馈的信息显示，今年初以来，新能源配储能项目开标价格持续走低，在项目招标过程中，已经暴露出如系统容量虚标虚报、偷工减料、产品抽检与合同规定不一致、甚至业主与系统集成商联合在项目工程中造假等情况，个别项目已经存在一定安全隐患。以牺牲产品品质低价中标、以满足并网要求联合造假都是短期趋利行为，对产业长期可持续发展将产生巨大伤害。我们在此呼吁业界同仁，安全意识要高度重视，不能为一己之利损害产业的良性发展，最终损害的也是自己。
会议现场
刘勇指出，储能依然有很多问题期待解决，比如产品系统集成及应用场景功能，储能电站土地审批问题、并网调度问题、标准体系、政策机制、全生命周期管理、回收等。
刘勇认为，2020年-2024年是储能产业梳理政策制定边界条件、完善标准体系、提升产品品质、示范新型储能技术、探索并建立可复制商业模式、打通投融资瓶颈的关键阶段，2025—2030年储能产业将有望迈入大规模化应用阶段。
刘勇表示，即将步入“十四五”开局之年的中国储能产业，建议上下游产业链齐心协力把主要精力放在“强筋健骨”、“质量提升”、“安全经济”上，为储能大规模应用阶段打下坚实基础。
湖南省能源局新能源处副调研员张文华
湖南省能源局新能源处副调研员张文华在致辞中表示，在清洁电源规模化发展的道路上，储能扮演着越来越重要的角色，储能技术的不断变革创新正在给能源行业带来颠覆性的变化，作为战略性新兴产业，储能产业也正在吸引越来越多优秀的企业和人才进入。
张文华表示，湖南省政府正在研究推动储能产业机制，明确下一步要：制定一个规划、研究一个政策、推进一批示范项目、支持一批龙头企业和建立一个联动机制，形成政府牵头、市场运作、企业主体的储能产业发展联动机制。当前，湖南省局正牵头制定产业政策和发展规划。力争在未来五年打造在全国有影响力的储能产业创新中心、储能产业制造中心和储能产业应用中心。
国网湖南省电力有限公司电力科学研究院院长周卫华
国网湖南省电力有限公司电力科学研究院院长周卫华在致辞中表示， 湖南电网峰谷差大，新能源装机占比不断提高，电网调控难度日益增大。储能技术能便利的实现能源在时间、空间上的转移，可以有效提高电网调控的灵活性。湖南电网对于储能有着迫切、持续的需求。
周卫华说，2018年以来，国网湖南省电力公司在长沙市建设了首批三个电池储能示范站，国网湖南电科院负责其中的设备调试、监造和并网测试等工作。三个储能站正式投运以来，一直保持安全稳定运行，为长沙电网的削峰填谷发挥了重要作用。
周卫华表示，示范工程已经证明储能站能在电力系统中发挥巨大的作用，随着储能站大规模建设，必将对电网产生深远的影响。为此国网湖南省电力公司正在积极开展储能技术的研究，试图从储能站的规划、建设、调度运行等各方面规范技术要求和管理措施，积极探索源网荷高度融合的新一代电力系统发展路径，实现源、网、荷、储的深度协同。
中国电建集团湖北省电力勘测设计院有限公司副院长甘洪钟
中国电建集团湖北省电力勘测设计院有限公司副院长甘洪钟在致辞中表示，华中地区是我国能源传输网络的枢纽，四川、湖北、湖南都是水电大省，特别是径流式水电占比较大的湖南省，通过储能在电源侧的应用，可调节汛期的电源出力，实现源侧和荷侧的平衡，降低系统备用成本，对推行“两个一体化”应用具有良好的示范作用意义。
中国能建集团湖南省电力设计院有限公司副总经理颜勇
中国能建集团湖南省电力设计院有限公司副总经理颜勇在致辞中表示，储能是提升新能源消纳水平、推动能源绿色转型的重要基础。湖南能源对外依存度84%，发展新能源是补齐湖南省能源短板、保障用电安全的重要举措。近年来，湖南新能源实现快速发展，总规模858万千瓦，占比18%，基本实现全额消纳，但现有调节能力已达极限。“十四五”及以后，在“十四五规划和2035年远景目标建议”中关于“提升新能源消纳和存储能力”以及“2060年实现碳中和”的目标引领下，发展储能将是筑牢绿色发展基础、推动能源转型的内在需求。
颜勇指出，储能是保证电网安全可靠运行的重要手段。发展新能源的同时，未来，湖南仍需继续扩大外电以保障全省电力的安全可靠供应。届时，电网将面临转动惯量减弱，电网频率、电压调节能力恶化风险。而储能具备毫秒级快速、稳定、精准的充放电功率调节特性，将是保障大规模多直流馈入、新能源高渗透率下电网安全运行的重要手段。此外，湖南负荷尖峰化特征明显，发展储能将有利于缓解供电压力，提高电力系统的综合效率。
国家电网有限公司国家电力调度控制中心水电及新能源处范高锋
国家电网有限公司国家电力调度控制中心水电及新能源处范高锋在《推动新能源和储能技术应用，助力电力系统清洁低碳转型》主题报告中指出，化石能源为主的发展方式是导致我国能源安全和碳排放问题的根源。同时，能源安全是事关国家经济社会发展和人民根本利益的全局性、战略性问题。随着能源需求稳步增长和“三高”问题影响日益突出，我国能源电力发展将面临保障持续稳定供应和加快清洁低碳转型的双重挑战。
我国新能源发电经历了探索起步期(1986-2004)、快速发展期(2005-2016)、 和高质量发展期(2017- )三个阶段，新能源发展成效显著，装机规模快速增长，开发布局不断优化，新能源从补充能源逐渐成为主力能源“十四五”期间新能源仍将继续保持高速增长。根据能源转型目标和电力需求分析测算，2025、2035年，国网经营区新能源装机容量将达到7.5亿千瓦、20.3亿千瓦，装机占比将达36%、61%，电量占比将达18%、42%。2020至2025年、2025至2035年年均新增新能源装机8000万千瓦和1.2亿千瓦以上新能源大规模接入后，从根本上改变了电网“源随荷动”的平衡模式，常规电源不仅要跟随负荷变化，还要平衡新能源的出力波动，给电网运行带来电力系统调峰需求增大、电力供应保障难度加大、电网安全风险增加等一系列问题。
范高锋指出，随着常规机组被新能源机组大量替代，风电的“弱转动惯量”和光伏的“零转动惯量”导致电力系统等值转动惯量大幅度降低，抗扰动能力持续下降。新能源机组调频、调压能力不足，容易导致连锁脱网，扩大故障影响范围，宽频振荡现象多次发生，电网安全风险凸显经测算，预计2025年国网经营区系统灵活调节需求达到6.8亿千瓦(负荷峰谷差4亿千瓦、新能源调节需求2.8亿千瓦)，考虑已建抽蓄、火电灵活性改造等因素后，电力系统调节能力缺口仍有8000万-1.05亿千瓦。
范高锋表示，需加快储能融入电力系统发、输、用各环节进程，加强统筹规划和科学布局，提升电力系统灵活性和安全性，保障电力可靠供应与新能源高效利用。
目前我国储能资源以抽水蓄能为主，电化学储能占比较低。截至2020年7月，国网经营区抽水蓄能累计装机规模达2091万千瓦。电化学储能已投运规模为71万千瓦，占比仅为3%，但近五年保持年均90%高速增长态势。电化学储能在电力系统各环节均得到应用，其中电源侧在建在运装机占比最大，达49%。
在电源侧商业模式上，范高锋指出，一是新能源场站内部配置储能。一方面通过减少新能源弃风、弃光电量获取收益;另一方面，提高新能源涉网特性减少”两个细则“考核费用。该模式盈利能力与新能源上网电价、运行水平和消纳情况密切相关。二是储能联合火电机组参与调峰调频辅助服务市场。通过在火电机组侧配置储能，可提高机组调频性能，实现机组深度调峰，从而直接提升机组被调用机率和补偿费用。该模式有利于提高新能源利用水平，但总体盈利空间相对固定，个体收益水平随市场主体参与度增加而下降。
在电网侧商业模式上，范高锋指出，一是独立储能电站接入公用电网。目前，国家尚未出台非抽蓄储能电站电价政策，该模式对于提供电网公共服务具有重要意义，但商业化运营模式尚在探索中。二是共享储能。共享储能配置在新能源送出汇集站内，为多个新能源场站调峰，收益包括充放电收益、辅助服务补偿收益。该盈利模式需要合理的交易价格及较高的年利用率。
在用户侧商业模式上，范高锋指出，通过“谷充峰放”降低用电成本，通过响应电网调度获取收益，通过削减用电尖峰降低需量电费，但该模式受本地的峰谷电价差和企业自身经营情况影响较大。
范高锋认为，储能产业目前面临以下几个方面的问题：
一是储能发展政策有待进一步完善。当前推动储能在电力系统各环节应用的激励机制不足，电网侧提供系统调峰调频和事故备用的储能电站由于独立市场主体身份不健全、收益无法保障，发电侧和用户侧储能的市场运营模式也不完善。
二是储能发展规模目标和技术路线有待明确 。目前分阶段的储能发展规模目标缺失，抽蓄和电化学储能等不同技术路线的适应性有待精准比选，为满足未来新能源消纳及电网灵活调节的需求，需结合我国能源转型，加强统筹规划和科学布局。
三是储能技术水平还需要进步提升。现行储能技术标准体系需要进一步完善，储能系统对电网运行控制的适应性需要进一步提高。储能装置在能量密度、单位造价、本体特性、集成应用等方面，还需持续加强基础及应用研究。此外，储能装置自身安全性有待进一步提升。
为促进新能源与储能协调发展，范高锋提出十大建议：一是合理引导装机布局，积极服务新能源发展。二是持续提升清洁能源调度管理水平。三是提升电网安全稳定运行水平。四是推进适应能源转型的电力市场建设。五是加强顶层设计，促进新能源与储能协调有序发展。六是完善政策机制，建设储能分类管理体系。七是健全储能标准体系。八是深化技术研究，保持储能本体及应用技术的国际领先地位。九是强化安全管控，进一步加强储能应用安全风险防范能力。十是创新应用模式，助力能源互联网建设。
范高锋指出，未来，随着我国新能源占比的进一步提高和市场化进程不断加快，储能将迎来快速发展的机遇期。
国网湖南综合能源服务有限公司副总经理单周平
国网湖南综合能源服务有限公司副总经理单周平在《适应长期运行要求的储能系统设计要求探讨》主题报告中指出，湖南电网侧储能存在一定需求主要体现在三个方面，一是缓解湘南地区电力外送压力，抑制光伏、风电等新能源的随机性和间歇性，为电网提供稳定的电力供应，提升新能源消纳能力。二是现有电网结构较为薄弱，不足以消纳外部入湘清洁能源。三是应用储能电站灵活的调频调峰能力，增强电网安全、可靠性，促进电网经济运行。
单周平认为，储能电站建设存在储能系统目前的设计指标含糊不明确、建设与并网管理不能适应电网安全质量要求、运营模式影响储能规模化发展等问题。需要从优化拓扑结构、智能化设计、自动化设计提升安全性能;需要从小模块化设计、优化空调风道设计、改善电池运行环境、提高避免出现电池系统容量下降过快上提升储能系统寿命;考虑采用直流高压或交流级联、直并方案，降低全寿命综合成本，提升系统效率和寿命。
科华恒盛股份有限公司新能源事业部技术总监林金水
科华恒盛股份有限公司新能源事业部技术总监林金水在《储能在电源侧不同角色间融合与转变的探析》主题报告中指出，光伏、风电占比继续增加，对电网的稳定性提出更高要求，高比例新能源接入成为新一代电力系统结构重要特征，着重介绍了火电厂联合调频应用项目、光储项目、风储项目、共享储能电站及微电网项目。
中国能源建设集团湖南省电力设计院有限公司能源咨询规划研究院能源咨询处副处长曾雅文
中国能源建设集团湖南省电力设计院有限公司能源咨询规划研究院能源咨询处副处长曾雅文在《电源侧储能规划思路探讨》主题报告中指出，储能存在四大困局即价值体现困局、经济性困局政策力度困局、安全隐患困局。
曾雅文表示，储能产业规划需要做好四个方面工作，一是明需求，分情景明确储能需求总量、结构(功率型、能量型)、空间分布等。二是拟方案，拟定储能技术路线(物理储能、电化学储能等)、储能规模(装机、容量)、储能布局等。三是做比选，技术经济比较不同储能方案优劣，提出推荐方案。四是提举措，提出储能商业模式建议、配套政策措施等。
曾雅文指出，湖南电网多年峰谷差率维持在55%～60%，主要面临调峰问题，所需储能类型为能量型(时长1～4小时)。根据风光规划装机，弃电率控制在5%以内，“十四五”湖南储能需求约235万千瓦。为兼顾全网调峰和风电光伏送出等，储能主要分布在湘南和湘西北。在储能规模上，电化学储能装机200万千瓦、抽水蓄能35万千瓦(1台机组)。在电化学储能分布上，湘南60～70万千瓦、湘西北40～50万千瓦、其它片区80～ 100万千瓦。
南瑞继保电气有限公司设计院院长朱晓彤
南瑞继保电气有限公司设计院院长朱晓彤在《大容量风储联合运行控制方案及工程实践》主题报告中指出，风电大规模接入电网，在优化电源结构的同时，其波动性和间歇性缺陷给电网带来的影响也日趋放大，电网调峰、调频压力巨大，也成为制约高比例新能源消纳的主要因素。发展新能源侧储能不仅是新能源发展和高效消纳的需要，也是保障未来大电网安全稳定运行的需要，具有必然性和可行性。通过风储联合稳态控制，改善风电场出力性能，使其满足“两个细则”，减免两个细则考核，同时提高风电利用率，提高用户收益。
北京天启鸿源新能源科技有限公司副总裁沈聪
北京天启鸿源新能源科技有限公司副总裁沈聪在《电源侧储能优化配置的思考》主题报告中指出，储能系统的设计应根据其应用场景和商业模式不同而进行定制化的设计。同时，储能系统的运行策略和运维方式是影响系统衰减率的重要因素，需在顶层设计中考虑。
沈聪指出，在电源侧配置储能除了AGC调频、调峰外，还可以实现一次调频，电源黑启动和调压等多种功能。在进行设计时候，还需要多目标函数，多限制条件在可行解中寻找最优解。由于新能源和储能都是以电力电子的形式并网，传统的电网的惯量，暂态稳定分析等将发生翻天覆地的变化，储能的配置也需要在系统侧统筹考虑。新能源配置储能系统后，可以从不可调节电源转变为可调节电源。随着新能源发电的占比的不断提升，储能将成为必不可少的组成部分。
储能电站应用安全上，沈聪认为需要做好三个方面的工作。首先是运行安全方面，储能系统为无人值守设计，配备有视频监控、数据监控设备，实时对系统运行工况进行监视。电池管理系统BMS时刻监测电芯电压，温度，并对事故进行智能化等级划，对不同等级事故对应不同处理机制，确保系统安全稳定运行。其次是热管理系统方面，PACK以及储能集装箱内部风道，温湿度控制，确保电池运行的温差在合理范围内，从而保证电芯长期运行的一致性。最后是消防安全方面，储能系统配置有独立的消防系统，实时、自动对储能系统进行火灾监视，监控信号与报警信号同时并入客户大监控系统;消防系统采用七氟丙烷气体灭火剂;发生火灾时会首先发出声光报警，提醒人员紧急撤离。
中国电力工程顾问集团华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏
中国电力工程顾问集团华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏在《电源侧储能商业模式及风险解析》主题报告中指出，随着风光等可再生能源在电网中渗透率不断提高，电源的间歇性对电网稳定带来了挑战。因此，辅助服务市场对AGC电源性能提出了调节速率快、调节精度高、频繁转换功率调节方向等较高要求。储能技术的特征适合于电网AGC调频，能够提高AGC性能指标基数，获取AGC补偿费用。目前，山西、蒙西、京津冀、南方电网均已先后出台针对辅助调频服务的补偿机制。
吴俊宏指出，目前国内调频市场较为活跃的有山西、蒙西和广东，绝大部分火电联合储能调频项目都采用合同能源管理(EMC)模式，收益的分享模式根据各家电厂情况各有差异，主要有3个重要指标，分别为：收益分成基数，分成比例及EMC合同年限。
华南理工大学电力学院副院长荆朝霞
华南理工大学电力学院副院长荆朝霞在《电力辅助服务市场及储能商业模式》主题报告中介绍了储能在电力系统的角色定位及其商业模式、储能参与电力市场模式，国内外电力辅助服务市场以及适合储能的电力市场机制研究。
会议现场
根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会(CESA)的统计数据显示，2020年第三季度，我国新增投运电化学储能装机规模为539MW/946MWh。
按照应用场景分，第三季度新增投运的电化学储能项目主要分布在：集中式新能源+储能、电网侧储能、电源侧辅助服务、用户侧储能。其中集中式新能源+储能应用场景装机容量为294MW，占比为54.6%;电网侧储能应用场景装机容量为197MW，占比为36.6%;电源侧辅助服务应用场景装机容量为46MW，占比为8.5%;用户侧储能应用场景装机容量较少，占比为0.3%。
第三季度新增投运的电化学储能项目的主要分布地域，按照装机容量从高到低依次为西北(48.8%)、华东(33.2%)、西南(7.4%)、华南(7.4%)和华北(3.2%)，按照装机容量从高到低排名前6的省市份依次为：青海、江苏、甘肃、安徽、广东、西藏。
为期一天半的会议将从系统集成、规划设计、施工安装、安全运维、并网调度、商业模式以及标准建设等方面集思广益，共同探讨，献策献计，共推储能产业高质量健康发展。
会议现场
本次会议联合中国科学院电工研究所、国网湖南综合能源服务有限公司、国网西藏综合能源服务有限公司、国网宁夏综合能源服务有限公司、国网湖南省电力有限公司电力科学研究院、国网陕西省电力公司电力科学研究院、国网冀北电力有限公司电力科学研究院、中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司、中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司、中国能源建设集团湖南省电力设计院有限公司、中国能源建设集团安徽省电力设计院有限公司、中国能源建设集团浙江省电力设计院有限公司、中国能源建设集团新疆电力设计院有限公司、中国能源建设集团投资有限公司黑龙江分公司、中国电建集团中南勘测设计研究院有限公司、中国电建集团福建省电力勘测设计院有限公司、中国电建集团河南省电力勘测设计院有限公司、中国电建集团河北省电力勘测设计研究院有限公司、中国电建集团湖北省电力勘测设计院有限公司、中国电建集团江西省电力建设有限公司、平高集团储能科技有限公司、瑞浦能源有限公司、湖北亿纬动力有限公司、科华恒盛股份有限公司、广州智光储能科技有限公司等单位共同主办。
国家能源集团、国家电网有限公司国家电力调度控制中心、华润集团、国电投集团技术研究院、中国电科院、湖南航天磁电有限责任公司、鲁能新能源(集团)有限公司青海分公司、浙江南都电源动力股份有限公司、比亚迪汽车工业有限公司、上海电气国轩新能源科技有限公司、北京天启鸿源新能源科技有限公司、威胜能源产业技术有限公司、湘投云储科技有限公司、银隆新能源股份有限公司、理士国际技术有限公司、蜂巢能源科技有限公司、浙江正泰新能源开发有限公司、烟台创为新能源科技股份有限公司、沈阳沙尔特宝电器有限公司、TÜV北德集团、湖南银河天涛科技有限公司、深圳市中电电力技术股份有限公司、北京天诚同创电气有限公司、浙江高泰昊能科技有限公司、杭州高特电子设备股份有限公司、上海中如智慧能源集团有限公司等单位共同支持了本次会议召开。
