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10日下午，国网山西省电力公司电力科学研究院电网技术中心专责赵军受邀在新型储能系统集成解决方案专场（上）分享主题报告，报告题目为《电源侧储能配置、运行控制及工程评价》。以下为报告主要内容：
赵军：我来自国网山西省电力公司，我的分享分4个部分，谈到储能的应用，离不开新能源的发展。所以第一部分我介绍一下山西电网的现状。第二部分，我们在火电侧辅助调频项目的配置及运行控制，这是我们目前的一些研究和成果。第三部分，基于山西电力市场下储能运行的潜力分析。第四部分，我们对储能应用的思考。
第一部分，山西新能源协议装机容量达到5600千瓦，实际并网容量也超过了5000万千瓦。根据山西省碳达峰实施方案，2025年8000千瓦，到2030年达到1.2亿千瓦时。目前按照我们装机来看，新能源占装机比超过了45%，2025年装机到8000万的时候，这个比例会超过55%。
我们知道新能源具有本性，波动、间歇和反调，会带来一系列的问题，包括配网电压问题，消纳问题，功率问题，调度预测问题。
基于山西电网的运行数据说一下上面几个问题。
左图是山西某天的风光功率曲线，右图是新能源总加的功率曲线。基于目前的现状，风电15分钟变化幅度到244万千瓦，光伏到达了129万千瓦，新能源的日波动超过1500万千瓦，已经是一个常态。大家可以看到后面的部分是晚峰，晚上用电高峰的时候，有些时间段的出力仅仅是20万千瓦，占装机容量的比值0.5%都不到。
新能源出力波动大，对重点时间的支撑能力弱是它的特点。
这是典型的直调负荷曲线。午间负荷成了一天的低谷，逐年看形态是加深的，2023年午间的最小负荷较后夜负荷差了260多万。
因为能源出力和天气息息相关，去年12月发生了影响风光出力大约半个月左右的寒潮事件，实际较预测出现大幅度偏差。
还有电压问题，配网的分布式电压的接入和大规模接入带来电压的提升。我们分析了晋城是一个台区，它从渗透率29提升到53的时候，电压从最高之250伏提升到264伏，我们也出现过高电压造成的电器烧毁的问题。
这些都是高比例新能源带来的问题。要解决这些问题有一个思路，是我们今天讲的储能。我们山西在储能政策和实践方面做了一些工作。
首先山西在政策方面的工作。我们从储能起步阶段，2017年的时候发布了关于鼓励电储能参与山西调峰调频，鼓励储能以联合或者独立的方式参与调峰或者调频。2021年电力市场规则第八版的时候，鼓励电储能尝试参与市场交易。
新能源配储方面，之前有过一段时间的强制要求，在新能源富集的大同，阳泉地区配10%的储能，没有按全网要求的，在富集区送出或者消纳困难的地区进行的要求。
储能参与辅助服务市场方面，2022年推动储能参与调频，备用等辅助服务，发布了山西一次调频辅助服务市场。
这是我们山西现货交易方面，去年12月23号实现现货的正式运行。目前现货市场规则已经到了V14版本，这个规则里面允许储能以容量租赁，一二次调频和参与现货进行盈利。
截至目前，山西配置了储能项目23个，其中13个是火储方向的，七个是独立储能，三个是新能源侧配储能的。这个表是火储简单的概况。这个表是7个独立储能和新能源配储的概况，前两个已经通过了并网验收，目前是参与的现货交易。
这是目前唯一新能源侧配储能做完试验的，据我们了解是处于停止状态的。这是大概储能的概况，电网侧储能装机容量110万千瓦时。
根据碳达峰意见，明年到达1000万千瓦，增长要求是挺高的。还有在新型储能方面，山西拟建的一个是飞轮，一个是超容。但是在标准方面和电化学储能差距比较大，因为没有国标，行标高级别的技术规范，包括并网要求。
下面这几个是我们在研究或者分析几个储能应用现场的实际情况。这是阳光发电集团，单机容量32万千瓦，储能配置9MW，配置后KP超过5，AGC性能在山西第一，收益是可观的，日均超过7万元。
第二个是长治热电厂做的测试，AGC符合指令和调频要求相反的时候响应一次调频，60秒内达到稳定。第三个是风储，是由电化学和飞轮混合储能的试验，我们测试了4种情况的性能，3秒响应，12秒达到90%，15秒稳定，速度还是比较快的。
第二部分，火电侧储电调频配置和运行控制。我们提出了五个方面的技术。一个是电网动态可靠性评估。我们大规模的新能源接进来之后评估方法已经变了，传统无法衡量风光对它的动态影响。所以我们建立了风电的区域模型和火储调频的动态过程，评估它的调频密度和储能对调频的作用。
我们按照可靠性委员会的平率异常时间要求，2.4小时每年，储能增加旋转备用渗透率提升明显。第二个是区域的调频优化，我们利用模态，将ACE序列分为高频和低频的序列，高频由储能承担，低频又火电机组承担，避免火电机组因为调频的磨损，而且还会发挥储能快速响应的优势。
经过对我们五组典型ACE实测曲线的仿真分析，可以牺牲掉部分的性能换取寿命。
我们也基于山西电网，做等效发电系统综合考虑经济性，得到了区域的优化配置。
前面是区域的优化配置，这是基于单机的火电机组，单机储能的配置。我们考虑SOC平均变化率比值受限，在经济层考虑收益，还有运行层，就是它的性能，两个层面的博弈达到单机储能的优化配置。
左侧运行层等效寿命损耗与偏差电量最小，KP是有点下降的，整个年收益明显的上升，我们牺牲了一些局部性能得到了年收益的巨大。
第四部分是储能能量的管理。目前储能工程采取满工艺的补偿，我们综合考虑电量平衡度和AGC调频性能，提出了响应的曲线。采取这样的策略之后，前中后期的性能是比较平衡的，调频性能提升了5%左右。
第五个是火储调频的全生命周期评估。我们从确定评估内容，评价指标，评估模型和权重，输出评估结果得到了对火储的评价结果。最终形成行业标准是兆瓦级电池储能提供电网调频应用后评估技术导则。
第三块分享的是电力市场下储能运行的潜力分析。储能运行离不开市场。
火储AGC是山西唯一盈利的类型。好多独立储能上来之后也要参与调频市场，调频市场总量有限，收益肯定会逐步的降低。在运行中发现电池储能在频繁调节过程中电池的寿命会比之前估算的小很多，所以在电池，包括集成方面的技术是有待突破的。
第二个是新能源侧配储能。我们唯一做完试验商业化运行的电站，目前没有很好的盈利模式。而且要把储能用起来，它的日常运维费用会很高，成为成本性的项目，之后没有再用过。
今后共享储能或者独立储能是未来的发展趋势。
第三个是独立储能一次调频的收益，根据我们测算它的收益是比较好的。目前山西对它的考核费用打折，×0.8，考核费用比较低。问题和之前说的一样，总盘子是固定的，之后储能项目应用多了之后大家分到的少一些。
第四个是共享储能的收益模式。根据现货市场V14版本，目前有容量租赁，现货，一二次调频，也是根据之前的估算，300块一千瓦时每年，目前是市场的价钱。
峰谷差去年比前年下降很多，峰谷套利的收益明显下降。我们并网的独立储能电网，100MW，200MW的电站转商业化运行，仅仅靠现货市场收益是算不过来的。
第四块，目前的储能和新能源运行是分割开的，互相没有交互的作用。今后对新能源的支撑能力提出了考核标准之后，对它的技术方面，包括政策方面还是有待提升的东西。
山西还是全国首个虚拟电厂规则，储能也是作为虚拟电厂的主体来参与它的收益。
山西太原市是前国比较早的纯电出租车的城市。纯电出租车保有量8000多，充电桩聚合能量1056.96MW，在这里也可以参加负荷侧的调节，来获取一些利润。
第四部分是储能应用的思考。因为储能毕竟还是处于蓬勃发展阶段，也是处于前期的发展阶段。6个方面的思考：
一是加强储能的管理。近些年出现过一些储能事故，对我们储能行业的发展舆论还是比较不利的。我们应该加强储能的调试验收，并网测试，规范化的运维，避免事故的发生。
二是储能市场规则和电价机制的顶层设计，涉及到储能的盈利模式。也是推动大家投资的东西。
三是把储能贡献进行经济化的分析。它对新能源，对系统支撑了多少。
四是加强储能在线的监测运行。储能的事故一旦发生，是不可控的，我们要加强前期的发现能力。
五是分布式储能怎么利用起来，增加灵活调节能力。
谢谢大家！
