2023年7月4日，广东省能源局印发《关于加强新型储能电站规范管理的通知》，明确新型储能发展将纳入省级能源电力规划统筹管理，新型储能电站项目实行属地备案管理。

2023年3月，《广东省人民政府办公厅关于印发广东省推动新型储能产业高质量发展指导意见的通知》（粤府办〔2023〕4号）明确提出“将新型储能产业打造成为我省‘制造业当家’的战略性支柱产业”。此后，多项新型储能产业支持性政策紧密出台，各方发力、多措并举，广东新型储能产业蓬勃发展。据统计，截至2023年4月，广东备案的新型储能项目累计容量已超过51吉瓦时，跨界投资新型储能电站的热情极高。此时，合理引导新型储能电站规划布局建设显得尤为重要，本文从广东电力系统实际情况出发，对新型储能在系统中的功能定位、发挥的作用、应用场景以及投资收回机制等方面进行分析。

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电力系统既要维持安全稳定运行，也要保证实时电力平衡。通过各类调节资源提供有功出力调节、无功电压支撑、聚合响应等多种辅助服务，满足电力系统对调峰、调频、调相、备用和黑启动等需求，实现秒、分钟、小时、日、周、月以及年等不同时间尺度的电力供需平衡。

目前，广东电力系统的调节资源主要包括煤电、气电、抽水蓄能、可调节水电、西电等。截至2022年底，上述电源的装机容量分别为6858万千瓦、3048万千瓦、968万千瓦、106万千瓦、4508万千瓦，计及可利用容量系数，常规火电（煤电和气电）、抽蓄调节容量分别占其装机规模约40%、210%。此外，省内装机容量大于0.5万千瓦的新型储能装机约74万千瓦，可调节容量147万千瓦，主要用于辅助机组AGC调频、日内调峰等；核电主要参与周时间尺度的调节。同时，2022年夏季高峰，省内609万千瓦的需求侧响应资源通过日前邀约模式参与日内调峰。

对各类调节资源进行差异化的规划布局，是适应新能源大规模接入系统、应对极端事件、保障能源电力安全供应的重要举措。应结合不同类型调节资源的调节容量、投资成本、运行效率以及地理环境，合理规划建设，相互协调、支撑配合，经济、高效地为系统提供多时间尺度的调节服务。

根据广东电源规划，预计“十四五”后两年还将新增抽蓄、煤电、调峰气电，装机容量分别为480万千瓦、3146万千瓦、879万千瓦，届时广东电网将进一步加强以煤电、抽蓄、调峰气电、需求侧响应为主体的调节资源体系，基本可满足“十四五”后期除节假日、新能源短时大发、局部区域极端场景外的系统运行调节需求。与此同时，随着省内存量煤电机组灵活性改造，机组的最小稳定出力在纯凝工况下可以进一步降至20%～30%，供热工况下也能降至40%左右，省内煤电既可发挥能源保供的兜底作用，也将主要为系统发挥日、周等长时间尺度的调峰、调频、调相等支撑。广东抽蓄电站由于站址选择难、建设周期长等限制，后续新增的抽蓄均分布在珠三角外围，接入500千伏电网，主要发挥日、周等长时间尺度的调节作用，用于优化输电网潮流、促进新能源消纳、提供黑启动支撑等。调峰气电主要受气价波动影响较大，度电成本超过0.5元/千瓦时，且气源保障仍存在一定不确定性，在气源不足、气价高涨及气电上网电价下降等多因素影响下，省内气电的实际调峰能力有待进一步评估。

从整个电力系统来看，新型储能本质上是一种十分灵活的调节资源，目前主要以锂离子电化学储能为主，相比于其他调节资源，新型储能在“高效率容量存储”“快速响应精准调节”“四象限运行”“布局分布灵活”“建设周期短”等方面具有较大优势，广泛应用于源、网、荷各侧，可参与秒级至小时级短尺度的系统调节，满足秒级满功率输出，为系统提供调峰、调频、调相等辅助服务。如在珠三角地区布局新型储能，可有效缓解负荷中心地区用电高峰时段供电压力；在粤东西北地区建设新型储能，可优化新能源场站出力特性，提升新能源送出消纳水平。目前电化学储能电站投资成本约1800元/千瓦时，全生命周期度电成本约0.4元/千瓦时，随着设备制造技术提升和发展更具规模化，其经济性将进一步提升。

新型储能在广东电力系统应用场景丰富，能够在支撑系统调峰调频、促进新能源送出消纳、改善交直流特性、缓解网络阻塞、支撑电力系统防灾抗灾等方面发挥重要作用。为解决系统“十四五”期间在全局性系统快速调节响应需求和局部电网、局部断面的功率支撑、削峰填谷、电压调节、防灾抗灾、微电网建设、多元化应用等本地化需求提供新思路新方案。

为新能源增加“日内小时级”的电量“时移”调节能力。新能源场站应满足国标要求，具备惯量响应和一次调频能力。5月30日，《广东省促进新型储能电站发展若干措施》（粤发改能源函〔2023〕684号）明确，按照分类实施的原则，2022年以后新增的海上风电项目以及2023年7月1日以后新增并网的集中式光伏电站和陆上集中式风电项目，按照不低于发电装机容量的10%、时长1小时配置储能，后续根据电力系统相关安全稳定标准要求、新能源实际并网规模等情况，调整新型储能配置容量。广东新能源富集地区主要集中在湛江、阳江、清远、韶关、肇庆等地区，在新能源富集区域的局部电网关键站点和线路上布局独立共享储能，既可优化新能源送出运行特性，同时也能发挥独立共享储能复用功能，提升系统频率调节能力，促进新能源消纳。对于省内存量接近3000万千瓦的风电、光伏，也应承担相应调节责任义务，随着新能源逐步进入电力市场，利用市场规则如功率预测偏差考核进一步提升新能源场站自身调节能力。预计到2025年，广东全省新能源场站配建新型储能规模约100万千瓦以上，到2027年达到200万千瓦以上，“十五五”期末达到300万千瓦以上。

向负荷中心提供“日内小时级”顶峰支撑。重点在广州、深圳、东莞、佛山等负荷中心布置新型储能，缓解局部断面在负荷高峰期间的线路重过载压力、支撑电源欠发、站址线行建设困难等问题，通过110千伏及以下电压等级接入，可替代输变电工程。同时，可在负荷中心选择1～2个试点加装10万千瓦/10万千瓦时的储能电站，提高负荷中心区电网暂态电压稳定。据初步测算，预计该应用场景下新型储能需求空间不低于100万千瓦。

因地制宜提升用户用电可靠性。在偏远地区中低压配电网中加装千瓦级小容量储能改善偏远地区用户供电电能质量。因地制宜地发展和建设海岛、农村“新能源+储能”的智能型微电网。通过10千伏或110千伏接入电网，就近为沿海强风区内的重要用户提供紧急供电支撑，提升重要用户防灾抗灾能力。据初步测算，预计该应用场景下新型储能需求空间不低于50万千瓦。

开展用户侧多元化应用。推动新型储能多元化应用，促进商业模式完善和大规模发展，布点用户侧储能提供需求侧响应调节，提升电网主动支撑能力。《广东省促进新型储能电站发展若干措施》对用户侧储能支持力度较大，规定采用经认定符合先进优质产品标准规范的用户侧储能设施电价参照全省蓄冷电价政策执行。据测算，储能充放电的峰谷价差可超过1元/千瓦时，通过分析用户的“峰谷用电特性”，合理设计储能每天的充放策略，既能为用户节省电量电费，也能降低用户需量电费，用户侧建设储能项目的投资回收周期能控制在6年以内，具备一定的投资价值，初步测算，预计该应用场景下新型储能可能会放量，“十四五”期间需求空间50万-100万千瓦。

6月2日，由国家能源局组织11家研究机构编制而成的《新型电力系统发展蓝皮书》(以下简称《蓝皮书》)发布。《蓝皮书》指出，随着新型电力系统演进，新能源由“发电量增量主体”逐步成为“装机主体电源”，最终成为“发电量结构主体电源”。《蓝皮书》也明确要加强储能规模化布局应用体系，支撑新型电力系统建设。

当前，新能源场站普遍存在缺少惯量支撑、不具备一次调频上调节能力、频率电压不耐受、换流器均为跟网型、场站不参与系统调峰等诸多挑战。随着新能源场站进入实时电力市场，这些挑战将更加突出。

新能源场站配置储能，是提升其自身调节能力的重要技术手段。以常规煤电机组调节能源为参照，其具备充裕的转动惯量水平和无功储备，频率和电压支撑能力强，一次调频最大负荷限幅≥6%，响应滞后时间＜3秒，具备满负荷时功率因数在0.85（滞相）～0.97（进相）运行的能力，机组具备40%～100%负荷区间线性调节和快速响应能力。如新能源场站调节能力逐步向常规煤电机组靠齐，通过配置一定比例的储能，结合控制策略设计，使得新能源场站具备必要的一次调频能力、惯量与短路容量支撑以及线性调节能力，新能源宜进一步配置更高比例的储能。

新型储能的接入并网、调用效率、效益评估等有待明确。随着省内新能源配置储能政策的明确，投资方期望在新能源富集地区建设独立共享型储能电站，但存在项目功能定位与项目选址、建设规模、接入系统方案等相矛盾，项目投产后可能反而会加重电网负担，建议独立储能电站应按照广东省能源局发布的《关于印发广东省独立储能电站建设规划布局指引的通知》提及的“独立储能不宜远距离输送，宜分层、分区接入电网，就地满足电力系统调节需求”原则进行布局，充分发挥新型储能在系统中的价值。

新型储能价格疏导机制和投资成本回收模式有待完善。以独立储能为例，广东现阶段主要有三种商业模式，一是将储能容量租赁给地市新能源场站获取收益；二是作为独立市场主体参与电能量市场交易；三是作为独立市场主体，参与系统调频、深度调峰等辅助服务获取收益。后两者还有待市场规则进一步明确，目前来看，向新能源场站提供容量租赁商业模式较为稳健，但由谁认定租赁有效、投资回报率参考标准、租赁后能否再参加辅助服务等尚待明确。