中国储能网讯：3月10-13日，由工业和信息化部节能与综合利用司指导，中国化学与物理电源行业协会主办并联合500余家机构共同支持的第十四届中国国际储能大会暨展览会（简称“CIES”）在杭州国际博览中心召开。
CIES大会以“共建储能生态链，共创储能新发展”为主题，针对储能产业面临的机遇与挑战等重点、热点、难点问题展开充分探讨，分享可持续发展政策机制、资本市场、国际市场、成本疏导、智能化系统集成技术、供应链体系、商业模式、技术标准、示范项目应用案例、新产品以及解决方案的普及和深化应用。
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2011余家产业链供应链企业， 53417位线上注册嘉宾将参加本届CIES大会，储能网视频号线上直播11万人参与观看与交流。其中300余家企业集中展示了储能产品，涵盖系统集成、电芯、PCS、BMS、集装箱、消防、检测认证、飞轮储能、液流电池、熔盐储热、压缩空气储能等新型储能全产业链。
3月11日上午，中国电科院电力自动化所研究室主任耿建受邀在新型储能系统集成解决方案专场（中）分享主题报告，报告题目为《源网荷储协调调度促进新能源消纳》。以下为报告主要内容：
耿建：很高兴今天和大家一起交流储能行业的发展。我来自中国电科院，今天给大家主要交流我们在这方面的研究进展。
到2022年全国新能源，主要风光装机已经达到了30%，发电量占比达到15%。这样的情况下电网的调度运行异常困难，其中最主要的原因，是电力的生产和消费要求实时平衡的。这个平衡是按秒级进行的，正常的都是3-5秒调用一次平衡的监测、发指令，来调节电源。过去我们用电，包括现在用电都是不大调整的。我们调整是发电侧的火电和水电。新能源多了，可调的资源占比越来越少，我们面对的净负荷曲线越来越陡。大家可能发现中国几个省已经出现“鸭子曲线”、“峡谷曲线”这种情况了。现在面临更严峻的情况是新能源多了之后，一日之内消纳问题和保供问题交替出现。一天开始，凌晨的时候风点多，用电少；到中午的时候太阳能多，火电机组停不下来；晚上负荷高，风光都没有了，就要靠传统电源，迅速的顶上去，这是我们一天面临的调节困难。
我们也做了一些国内外的对比，刚才说我们国家新能源达到装机30%，发电15%了。这个比例已经领跑全世界很多国家了。各国能源或者电源的结构不太一样，调度面临的问题压力不尽相同。概括起来国外发电有快速的燃气机，面临的问题并不像我们国家这么严重。接下来解决这些问题，除了传统发电资源，就是需要大量的调用各种灵活资源。
我们也做了一些分析，不同的资源在不同调度的时刻，包括日前、日内、实时、乃至故障这种情况下都能发挥出不同的作用。
负荷侧的资源的灵活性多样，调节性多余。为此，我们国网在三年前开始了负荷调控的三年行动计划，研究了负荷资源进入电网调控的行业标准。这个标准2022年已经发布了，一共13项，从接入、调控、模型、安全通信、仿真等形成了完整的调控标准体系。
我们正在依托国家项目，开展多种灵活资源的联合优化，在传统发电资源的基础上把所有的资源都纳入在调度当中，在现货环境下，也技术广义机组组合的市场现货出清的关键技术。
过去可以说调度对象主要是水火电2类资源。未来，我们统计了一下整个扩展到15类，对我们调度的优化，还有市场出清都提出了非常大的挑战。
目前建立好了相应的数学模型，包括储能，储能现在的规模，一些典型省份达到了300万的规模，正负一调节，对电力系统有五六百万的调节能力，是非常可贵的资源，目前我们把调控的模型建立起来了。包括一些其他的可调负荷，包括联络线的调整，也纳入了交易或者调控调节的手段。
这里我们依托国家的项目已经开始做了实例的仿真分析，除了火电，光伏制氢，还有虚拟电厂类似的可调节负荷，储能。这个储能已经达到了200万千瓦了。参加日前实时的调度，模拟调度或者市场环境下的竞争。
我们不断序列地投入灵活资源加入电力系统调控，最后可以得到一个结论，整个系统的灵活性不断提升。这里展示了三个场景，它的调节能力是呈阶梯的上升，对应系统能有多灵活的调节容量，能吸纳更多新能源。
除此之外，我们也开展省地两级的协控系统的研究。灵活资源大多分布在低电压等级，未来在地区电网或者有源配电网开展工作。我们依托国网公司重点专项项目开展研究工作，近期将会落地验证。 另外，考虑未来更长远的事情，我们市场一旦全放开，将来进入电力系统的需求侧灵活资源可能就不是几千个了，达到数万级甚至数百万级的规模，目前做一些前瞻的准备，利用用人工智能的技术建立群调的方式，目前完成了一些仿真的分析。将来不一定是所有的资源都接入到省级的调度中心，可能在地区，可能在微网的环境里调度。我们做了一个仿真，在供电公司做了并行的试运行，让一个群体自发的形成消纳新能源，保证电网安全的目标。
前面我们介绍的是整个电网调控运行方面的工作，接下来我汇报一下在市场方面的研究。
灵活资源进入市场，接受电力系统的调控和调节。根本的问题是付费，现在市场的发展在国内非常的快。我们也在做这方面的跟踪，对国内外情况的做了对比。
国外的市场起步比我们早，市场体系建立的比较完善。相对我们国内正在开展，我们与国外不一样，国外先有现货后增加这些品种，我们基本上同步进行，大家都在摸索着往前走。这是近几年国家政策，包括国网和南网对待灵活调节资源入市的一些大的推进节点。
目前国内主要开展两种形式，一种是需求响应，一种是辅助服务。辅助服务在现货试点也逐步并入现货竞价当中去的，这是国内几个地区已经开展了需求响应和辅助服务的情况。
需求响应还是以政策引导这种方式为主的，竞价方式少。辅助服务基本上是采用竞价方式，这个价格怎么形成是通过市场报价来的。政府出的价最高限价，真正每天调用的价格是大家共同投标确定下来的。
这里面各个省的情况不太一样。需求响应一般是长周期的，事前邀约的，辅助服务进入了日前和实时竞价的过程。目前是三条线同时在并行。走的快的，市场化程度高的将来都走到现货这一个场景下了。
整个开展的情况从价格的反映、市场的反映来看，需求响应的价格高一些。需求响应大多数是在高峰时间减少用电；调峰辅助服务价格稍微低一点，但是交易的频次非常高；有的省已经每天都在开展了，有的局部的季度天天在开展。
从资金的来源情况，这是对我们国家来说市场改革最大的问题。大家参与了这些钱从哪出？有的省开始从用户侧分担，这是比较接近国外市场，也是未来大势所趋的方向。
发电侧总的资金池还是有限的，目前我们国家现阶段不太想让负荷的电价涨起来，好多在发电侧消化，未来我们希望到负荷侧，能扩大资金的来源。
总的来说。双碳的发展推动大量灵活资源参加到系统调控当中去，我们的作用是促进保供和消纳。储能它是不产生电能的，但是它提供的调节价值是非常可贵的。同时，这些资源给整个电力市场带来新增的红利，我们希望建立健康可持续的市场机制。
另外，面对小众散的资源，发挥灵活性的调节价值，需要智能可信的技术，大家都在研究数智化的电力系统，目前我们也在大量加强这方面的研究。
今天我的介绍到这。谢谢。
