中国储能网讯：

风电、光伏在电力系统中的占比逐步提高，电力系统面临着多样性的调节需求。

截至2023年底，风电、太阳能发电量占全国发电量的比重为15%；按照国家能源局《2024年能源工作指导意见》目标，2024年底风电、太阳能发电量占比要达到17%以上；按照国网公司预测，预计到2060年，风电、太阳能发电量占比将达到45%左右。

新能源渗透率的提高深刻改变了电力系统的运行特点和规律，其中对调节性资源的需求成为制约新能源可持续发展的关键因素。

新能源在不同地区电源类型、网架结构、负荷类型、调度控制模式多样，电网强度不一，运行机理复杂，给电力系统调节需求带来巨大的不确定性，电力系统遵循“分层分区、就地平衡”等原则，从顶层如何统计各类调节性资源储能对系统的支撑能力，量化调节资源缺口，合理配置储能等调节性资源是行业的难点。

储能被普遍视为新型电力系统中重要的调节性资源，发挥着调峰、一次调频、二次调频、备用、爬坡、黑启动等多重功能，但行业布局缺乏顶层统一规划，例如新能源侧储能仍主要按照一定比例和时间“强配”的模式，未从电力系统全局统筹规划需求和布局。各个地区、各类应用场景储能的应用功能、运行模式和调用模式尚未成熟，储能设备性能和安全等问题仍受质疑，投运项目整体利用率偏低。

为优化储能对电力系统的支撑作用并发挥储能的利用价值，在电力系统中如何科学合理的配置储能至关重要，特别是针对电力系统中不同应用场景储能的调峰、调频等需求提出配置原则，分析不同应用场景储能配置方法。

① 电源侧储能

常规电源侧主要辅助机组参与调频、黑启动等服务，其中二次调频是目前最重要的应用功能，其主要根据调度下发的调频里程来确定储能配置功率，充放电时间结合调频指令时间来确定。

新能源侧储能主要提升新能源并网友好性，未来可作为独立储能参与电力市场服务，在大基地项目中支撑新能源外送，解决集中式风电、光伏并网或送出带来的调峰压力。

新能源侧储能在发挥平滑输出功率波动、跟踪计划曲线、调频等模式下配置储能规模主要结合新能源出力特性配置。

在作为独立储能参调峰辅助服务市场或现货市场时，其配置规模需结合电源、负荷出力曲线特性，综合分析各类调峰资源和电源-负荷曲线综合确定其规模及分布地点，解决现有新能源场站“一刀切”强配的方式。

对大基地项目中配置储能，主要考虑新能源基地调峰和外送通过需要，满足可再生能源电量比例、新能源利用率、通过利用小时数等要求，不增加送端电网调峰压力。

② 电网侧储能

电网侧储能主要提升电力系统的调节能力，延缓或替代电网投资，提升系统应急保障能力。

对电力系统提供调峰支撑能力是目前电网侧储能最核心作用，

主要根据区域电网的负荷峰谷差、区域电网的最大调峰缺口、缺口持续时间等来确定调峰需求，在统筹考虑火电深调能力、需求侧响应等调峰资源确定电网侧储能规模，通过地区专项规划确定电网侧储能的站点规模和布局。

对于调频功能，宜统筹考虑系统调频总容量以及常规机组的调频能力，确定储能充放电功率和时间。

③ 用户侧储能

用户侧储能根据电价的峰平谷曲线充放电获利，间接实现对电网的调峰，同时可促进分布式新能源消纳，提升电力用户电能质量。

用户侧储能以工商业储能为主，主要通过峰谷电价差套利，主要根据企业典型日负荷曲线充放电空间确定功率，结合峰平谷电价分布时间确定储能充放电时间。

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