我國提出“3060”目標和加快構建以新能源為主體的新型電力系統的要求，給能源行業從業者布置了一個重大且必須完成的課題。這個課題在技術和政策等方面都要有比以往更大、更快的突破才能夠實現。

構建以新能源為主體的新型電力系統，關鍵是提高系統調節能力，平抑新能源的短時波動，提高較長時段的系統平衡能力。實現雙碳目標和電力安全保供，兩者必須兼顧，不可顧此失彼、偏廢其一。

新型儲能是當前能夠認識到的、提高系統調節能力較可行的技術方案，甘肅開展了積極探索。

甘肅是我國重要的新能源基地，風能太陽能技術可開發量達8000萬千瓦以上。截至2020年底，甘肅電網裝機5620萬千瓦，其中，水電957萬千瓦，占比17%；火電2308萬千瓦，占41%；風電1373萬千瓦，占比25%；光伏981萬千瓦，占比17%。新能源裝機2354萬千瓦，占比42%，居全國第四位。甘肅東西狹長，各市州地理條件、氣候條件、電源結構、電網結構、經濟發展水平等差異較大，情況復雜。新能源資源較好的河西地區，遠離負荷中心，使消納難、調節難等問題更加突出。

2007年，國家批準甘肅酒泉建設千萬千瓦級風電基地。以此為起點，經過十多年建設，甘肅新能源已經超過火電成為第一大電源。風電光伏出力具有隨機性、波動性特征，需要大量配套調峰電源。由于甘肅熱電聯產機組占比高、可調節水電裝機容量小，儲能和可參與調峰的需求側資源較少，抽水蓄能等建設進展緩慢，因此長期以來，甘肅缺少靈活性調節電源，調峰資源總體較為稀缺。受調峰資源不足等影響，甘肅新能源曾經出現高比例限電問題。

為提高系統調峰能力，甘肅于2018年4月啟動電力調峰輔助服務市場，2020年1月推進儲能項目參與調峰市場，同年3月開展電力用戶參與調峰市場試點試運行。甘肅有16家發電企業的35臺公網火電機組完成靈活性改造，占同類火電裝機容量的73%；其中，火電機組非供熱期深調能力達190萬千瓦，是改造前深調能力的4.6倍。

目前，甘肅新能源出力波動在600～800萬千瓦之間，省內調峰缺口350～450萬千瓦。為實現“3060”目標，甘肅省規劃到2025年新能源裝機在現有基礎上翻一番，將超過5000萬千瓦。受火電靈活性改造空間有限、抽水蓄能建設周期長等限制，加快推動新型儲能項目建設，緩解新能源快速發展帶來的調峰壓力，成為現實需要。

（一）項目建設情況

為推動電力系統儲能新技術應用，綜合考慮甘肅能源資源條件和電網需求，2018年11月國家能源局復函甘肅省發展改革委同意開展網域大規模電池儲能國家試驗示范工作，按照“統籌規劃、分期建設、分布接入、統一調度”原則組織實施。此前，國家能源局還組織開展了礬液流和壓縮空氣儲能技術試驗示范等工作。

網域大規模電池儲能國家試驗示范項目規劃在嘉酒電網建設182MW/720MWh網域大規模儲能電站，包括2個60MW/240MWh電網側子站、5個10MW/40MWh電源側子站和1個12MW/40MWh用戶側子站。經過技術攻關和試驗，瓜州60MW/240MWh電站于2020年8月并網調試（以下簡稱“試驗示范項目”），11月正式歸調轉入商業運營。玉門60MW/240MWh電站將在瓜州電站經驗的基礎上完善提高加快建設，計劃于2021年底前并網投運。

（二）項目運維情況

試驗示范項目技術創新突破主要集中在PCS、BMS、EMS這三個核心設備和控制策略上，在實現電池儲能規模化放大的同時，力求安全性、運行效率和調節響應速度的大幅提高。

在應用電芯、組串、均衡等自主技術提高核心安全性的同時，在消防安全方面，依照GB50116-2013《火災自動報警系統設計規范》、GB50370-2005《氣體滅火系統設計規范》等要求，電池箱內配備了獨立的消防報警系統并配備了七氟丙烷柜式自動滅火系統，電站各區域均配置了消防器材及滅火器。全站配備一套消防水系統，電站中控室配備了場區集中的消防報警系統和視頻監控系統。

在運行方面，根據試驗示范項目的技術特點和實際情況編制了運行規程、設備臺賬、設備維護手冊等技術資料，日常運行中嚴格執行“兩票三制”。針對儲能系統設備數量眾多的實際情況，重點加強了對監控系統的分析工作，對設備異常情況，立即核實、分析，及時處理。

在調控性能方面，試驗示范項目實現了毫秒級響應，最大充放電功率60MW，充放電時間4小時。電站接收到調度機構AGC指令后，經EMS系統分析、計算、分發至儲能變流器，指令的響應時間、轉換時間、調節時間等性能遠優于傳統電源。儲能系統變流器及電池廠家提供了專業檢測機構出具的測試報告，有關權威機構也進行了實際檢測建模。

（三）項目參與市場情況

《甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規則》對新型儲能項目參與市場做出明確規定。主要內容：一是經市場準入的電儲能可以參與輔助服務市場。二是參與電網側調峰的電儲能設施要求充電功率在1萬千瓦及以上、持續充電時間4小時以上。三是在新能源場站計量出口內建有儲能設施的新能源場站稱為儲能新能源，其充電功率在0.5萬千瓦及以上、持續充電時間2小時及以上可以與新能源場站作為整體，參與輔助服務市場。四是非現貨市場運行期間，儲能申報價格的上限0.5元/千瓦時，現貨市場運行期間申報價格上限0.3元/千瓦時。五是對于配置新型儲能等先進技術的市場主體，在參與深度調峰輔助服務市場時可以優先調用。六是新型儲能項目可以參與調頻市場，報價上限暫定為12元/兆瓦。

試驗示范項目與多個風電、光伏電站組成虛擬電廠，按照相關規則參與甘肅電力輔助服務市場和電力現貨市場，并從中獲取收益。

大規模新型儲能電站是一個全新的事物，在發展過程中難免會遇到一些問題，通過對試驗示范項目的研究，在技術裝備之外，發現并完善一些政策、標準、規范等方面的問題，可以為后續項目建設運行和產業發展提供支持。

一是新型儲能參與市場的身份不明確。按照原電監會《電力業務許可證管理規定》（電監會9號令）規定：“在中華人民共和國境內從事電力業務，應當按照本規定取得電力業務許可證。除電監會規定的特殊情況外，任何單位或者個人未取得電力業務許可證，不得從事電力業務”。新型儲能從電力流向上看具有電源和用戶的雙重屬性，目前國家尚沒有對此類設施辦理電力業務許可證的具體規定，在實際工作中造成既要支持新型儲能發展又無章可循的兩難境地。

另外，目前幾十乃至數百兆瓦時儲能項目在縣級主管部門備案即可，沒有系統的、高層次的規劃核準或備案程序作為前置條件，在實際工作中極易造成盲目投資等問題。

建議政府主管部門盡快研究出臺新型儲能項目獲得電力業務許可證的管理辦法，為新型儲能項目參與市場創造條件；盡快制定新型儲能發展規劃并明確職責，防止造成投資浪費，促進新型儲能產業有序發展。

二是新型儲能項目建設缺乏行業標準。新型儲能項目分布在電源側、電網側和用戶側等各類場景，在不同應用場景下，對新型儲能的規模、技術、性能要求差別很大。作為新生事物，新型儲能項目在建設運營中尚缺乏國家規范和標準，導致安全隱患較大。4月16日，北京儲能電站著火爆炸造成消防人員犧牲的事故對儲能產業發展造成了嚴重打擊。

建議相關單位在深入分析事故原因的基礎上，盡快開展新型儲能相關行業標準的制訂，避免個別新型儲能企業以犧牲安全為代價壓低成本、造成劣幣驅逐良幣等情況發生，推動產業健康發展。

三是新型儲能參與市場的機制不健全。隨著技術的進步，新型儲能設備、運行成本不斷下降，為新型儲能項目靠自身技術經濟性參與市場競爭創造了條件。但同時也存在不同投產時間、不同儲能技術、不同儲能項目之間成本差異較大，在同一市場規則下難以同臺競技的問題，不利于激發投資儲能項目的積極性。

建議相關部門進一步研究新型儲能項目參與市場的條件，統籌考慮通過建立容量市場、重點項目招標投資業主等方式，穩定投資預期，保障投資合理收益，激發各類資本投資新型儲能的積極性，快速提高系統調節能力，為實現“3060”目標和加快構建以新能源為主體的新型電力系統創造有利條件。