新型储能技术创新及绿色实践-国家电投

新型储能技术创新及绿色实践国家电投集团科学技术研究院李玉全2023年2月17日·广州三、创新实践反馈与思考2ABT国家电投一、新型储能发展现状及趋势国家电投(一)新型储能发展|全球产业发展现状口新型储能快速发展。截至2021年底，全球已投运储能项目装机规模约210GW。其中，抽水蓄能装机规占比首次低于90%。口美国、中国和欧洲引领全球新型储能市场的发展。新型储能累计装机规模超30GW,其中锂离子电池装机约23GW,占90%以上。新型储能装机中，美国是装机量最大的国家，中国和欧洲紧随其后。全球储能市场累计装机规模占比5国家电投一、新型储能发展现状及趋势国家电投(一)新型储能发展|国内产业发展现状电力储能装机持续保持高速增长。2022年底，中国已投运的电力储能项目累计装机达59.4GW,同比增长37%。其中新型储能累计装机规模达到12.7GW。新增投运新型储能项目装机规模达6.9GW/15.3GWh,功率规模首次突破6GW,能量规模首次突破15GWh。(中关村储能产业技术联盟(CNESA)初步统计数据)国内储能市场累计装机规模占比CSPIC2021.AllRight国内新型储能主要省份装机规模61青海河南2新疆海南3甘肃贵州4内蒙古辽宁5陕西江西6宁夏7山东江苏8山西广西9河北大津湖南上海湖北成都安薇广东浙江国家电投(一)新型储能发展|产业发展趋势中国新型储能市场累计规模5.73GW,新增规模电源侧储能占比41%,电网侧占比35%首次突破2GW,同步增长74.5%25个省份发布“新能源+储能“配置方案截止2022年底，26个省市明确公布了“十四五”储25个省份发布“新能源+储能“配置方案能目标，新型储能总规模接近67GW(北极星储能网)序号省份能装机目标(GW)装机目标(GW)1山西6北京2湖北23浙江2吉林4广东2江西15河北4江苏6安徽3辽宁17内蒙古5广西28青海6总计9河南67天津6山东5湖南2国家电投光储联合运行平滑输出曲线为新型电力系统提供灵活性电源支撑光储联合运行平滑输出曲线米荣A行8定位一、新型储能发展现状及趋势定位国家电投(二)储能是构建新型电力系统构建的基础保障口电力系统灵活运行能力主要是指电力系统能够可靠且经济有效地应对全时间尺度的供需平衡变化和不确定性，从而确保电力系统瞬时稳定性、并支持长期供电安全。包括：电力供给侧、电网基础设施、需求侧响应、电力存储等方面改造措施。口电力系统灵活性改造需要电力市场的强大支撑：电力市场划分为电能量市场、容量市场、辅助服务市场和输电权市场。口广义的储能实际上与电力系统性灵活性调节的概念是相互重叠的：包括不限于：削峰填谷、一二次调频、电能质量提升、电网支撑(如无功功率补偿)、提高设备利用率等。电力系统灵活性运行资源持续时间若干秒若干秒若干分钟若干小时若干天若干月频率调整运行备用联络线路抽水酱能灵活发电需求响应智能充电虚拟电厂储能改进电网电网公司发电厂第三方电网公司发电集中式跨区输送分虿终端用户灵活发电需求侧灵活性季节性套利数字电网负荷平衡电池储能氯燃料电力市场将有效支撑电力系统灵活性改造划分维度划分维度交易数量和额度市场性质电力实物市场电力金融市场电能量市场容量市场辅助服务市场输电权市场中长期市场双边市场电力零售市场电力批发市场交易品种竞争模式单边市场现货市场子市场9d一、新型储能发展现状及趋势d国家电投时间《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意《关于进一步完善分时电价机制的通知》《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规《关于加快推进电力现货市场建设工作的通《“十四五”新型储能发展实施方案》《加强碳达峰碳中和高等教育人才培养体系建设工作方《加强电化学储能电站安全管理的通知》《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通《工业领域碳达峰实施方案》《科技支撑碳达峰碳中和实施方案(2022—2030年)》《关于实施储能技术国家急需高层次人才培养专项的通《关于实施农村电网巩固提升工程的指导意见(征求意见稿近年国家和地方层面出台了一系列政策支持储能发展，2023年以来下发国家层面主要政策30余项，地方各类政策近60项。口发电侧方面，国家发改委、能源局于2021年8月发布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》,标志着储能在发电侧的商业模式逐渐明晰。政策明确了可再生能源并网消纳的责任主体，保障性并网由电网公司承担，市场化并网由发电企业承担。口电网侧方面，2021年12月，国家能源局发布了《电力系统辅助服务管理办法》,将新型储能纳入提供辅助服务的主体范围，提出了按照“谁提供，谁获利；谁受益，谁分担”的原则，辅助服务补偿费用将由电力系统内的发电企业和电力用户共同分担，使得电力辅助服务的市场化机制趋向合理化。用户侧方面，2021年7月，国家发改委发布了《国家发改委关于进一步完善分时电价机制的通知》,完善分时电价机制，建立尖峰电价机制，扩大了储能在用户侧的峰谷价差套利空间。一、新型储能发展现状及趋势国家电投(三)储能发展的支持政策|技术方面口国家能源局十四五科技规划能量型/容量型储能技术装备及系统集成技术能量型/容量型储能技术装备及系统集成技术2023年，突破大型变速抽水蓄能机组和开关设备关键技术。功率型和备用型储能技术装备与系统集成技术2025年，完成大型空气压缩储能技2025年，完成惯性族转备用储能技术应用示范；完成源网荷储一体化2025年，推广应用大型储能电站系统集成技术开发与应用。2028年，突破海水抽水蓄能机组抗附着、抗腐蚀等关键技术。大型变速抽水蓄能及海水抽水蓄能关键技术分布式储能与分布式电源协同聚合技术储能电池共性关键技术储能技术口开展能量型、功率型等储能本体及共性关键技术与核心装备的集中攻关口开展针对不同应用场景的储能技术示范验证口能源局《“十四五”新型储能发展实施方案》多元化技术开发：钠离子电池、新型锂离子电池；超导、超级电容；液态金属电池、固态锂离子电池、金属空气电池全过程安全技术：电池本质安全控制、电化学储能系统安全预警、系统多级防护结构及关键材料、高效灭火及防复燃、储能电站整体安全性设计。研发退役电池健康评估、分选、修复等梯次利用相关技术。智慧调控技术：依托大数据、云计算、人工智能、区块链等技术，研究储能多功能复用、需求侧响应、虚拟电厂、云储能、市场化交易等。开展不同技术路线分类试点示范：液流电池、飞轮、压缩空气等储能技术试点示范项目；研究开展钠离子电池、固态锂离子电池等新一代高能量密度储能技术试点示范。拓展氢(氨)储能、热(冷)储能等应用领域，开展依托可再生能源制氢(氨)的氧(氨)储能、利用废弃矿坑储能等试点示范。物理储电抽水储能物理储电抽水储能泵储能(四)各类储能技术特点分析|关键指标国家电投化学储电化学储电液流电池液流电池钠系电池放电时间锂离子电池铅炭电池钠硫电池全钒液流电池抽水储能—压缩空气储能PV:3-5度电/m3—飞轮储能超级电容器超导储能熔盐储热相变储热 水储热—功率密度(W/I)国家电投功率密度(W/I)国家电投(四)各类储能技术特点分析|场景匹配口储能选型场景适用条件：调节容量、功率及时间响应、安全性、调节深度等；成本、转化效率、电源耦合配置。口对不同应用场景，不用应用需求，对储能技术路线的储能密度、时长、调节特性等进行分析，选择最优技术路线。额定功率图：各类储能在放电时间和容量性能的对比国家电投一、新型储能发展现状及趋势国家电投(四)各类储能技术特点分析|成本飞轮锂离子电池铅炭电池口技术、产业链、规模等因素共同促进成本下降口2020年锂离子电池储能系统成本下降至1.5元/Wh,预计锂离子电池到2025年的成本有望低于1.0元/Wh;锂离子电池将成为具经济性的储能形式，在短时储能、功率支撑等方面具有明显的优势；口压缩空气储能技术为代表的热力学的成本降低预期最为明显，说明热力机械储能在长时储能的价值凸显口液流电池，因其成本下降快、高安全、长寿命也具备较高的研发价值口如果资源约束和降本低于预期，钠离子、液流电池将有广阔发展空间全钒液流电池压缩空气口抽水蓄能、压缩空气储能、氢能是经济的选择绿色创新融合，真信真干真成14国家电投一、新型储能发展现状及趋势国家电投(四)各类储能技术特点分析|成本当前国内：强制配储：风光建设的“路条”,更加关注“初始投资成本”当前海外，未来国内：自发配储：经济性出发，更加关注“全生命周期度电成本(LCOE)”方式优势应用条件响应时间循环次数效率储能介质单位成本抽水蓄能短、长时储能分钟级50年水b-8元/W(功率成本),1.2-1.6元/Wh(按5h放电时间)压缩空气短、长时储能(分钟、小时、天、周)分钟级30年空气6-8元/W,1.2-1.6元/Wh(按5h放电时间)熔盐储能短、长时储能分钟级20-30年光热效率17%熔融盐熔盐储能+光热=21元/W,3元/Wh(按7h放电时间)最好在1-4h调频、分钟、小时)小于秒级次锂离子电池1.8元/Wh(锂价高企的情况下)1.2元/Wh(锂价回归到2020年初的情况下)钠离子电池最好在1-4h调频、分钟、小时)小于秒级3500次(当前最高)钠离子电池2元/Wh理想条件下可降低到1元/Wh全钒液流电池最好4-8小时调频(功率弱)、分钟、小时)小于秒级20000次以上钒电解液(常温)3元/Wh(4h),2.1元/Wh(8h)若钒价维持在现有水平，电解液成本为1.2元/Wh铁铬液流电池最好4-8小时调频(功率弱)、分钟、小时)小于秒级20000次以上铁铬电解液2.5元/Wh(4h),1.6元/Wh(8h)短、长时储能秒级(~5s)10000次电解水：65~75%氢要水理在长时特定场景下(5小时，一充在长时特定场景下(5小时，一充一放),测算各类储能技术的LCOE。当前最便宜的是抽水蓄能和压缩令NPV=0,得到上网电价，即度电成本国家电投(四)各类储能技术特点分析|成本表：全生命周期成本计算的核心假设(5小时的长时系统，1天1次循环)项目储能容量/(MW·h)单瓦时成本(元/Wh)32投资成本/万元行维护成本/万元 -1报废成本率00000折现率/%88888直放电率/%00000 使用寿命年(日历)循环衰退率/(%·次-00年数Ny/次·a-)充电电价/(元·(kW·h)-少表：各类储能技术全生命周期度电成本(LCOE)测算(5小时的长时系统，1天1次循环)考虑充电电价(0.288元/kWh)、折现率为8%时的度电成本不考虑充电电价(利用弃风弃光充电)、折现率为8%时的度电成本不考虑充电电价且折现率为0时度电成本(固定成本+维护成本)一、新型储能发展现状及趋势(五)新型储能前沿技术发展趋势口研究院科技情报信息系统|信息统计■太阳能■数字化■生物质能■多能互补■海洋能国家电投口储能领域的突破性进展吴现出多元本体技术路线产头并进稍微领先。突破性技术创新主要集中在通过采用新型的催化剂、正负极材料、电解液以及对电池结构的改进，大幅提升电池的能量密度、循环寿命、安全性；另外，二次电池的回收利用技术进展也是热点之一。美国和韩国的日报信息入选数量较多；具体到机构，又以美国的斯坦福大学、马里兰大学、佐治亚理工学院，韩国的高丽大学、浦项科技大学、全北国立大学的信息入选数量较多；国内方面，天津大学、清华大学、中南大学、中科院化学所的信息入选数量较多。口部分概念性的前沿研发也不断涌现，如：瑞典查尔姆斯理工大学开发出可充电水泥基电池，可将建筑物整体变成电3D打印机制造的国家电投二、产业实践与技术创新国家电投(一)国家电投集团储能产业发展|集团特点国家电投率先开展技术验证与示范：在青海、内蒙古、新疆、河北、国家电投率先开展技术验证与示范：在青海、内蒙古、新疆、河北、湖南、山西、安徽、山东、河南、辽宁投运/在建风电、光伏配套储能项目。无电地区清洁供暖试点项目：青海三江源地区、西藏河谷地区；内蒙古扎鲁特旗，山西灵丘和繁峙县实现清洁供暖。在辅助服务市场布局火储调频项目：广东珠海横琴热电、江西新昌电厂储能项目。利用储热提升火电机组灵活性：内蒙古霍林河坑口电厂、通辽二发。探索储能在多种场景下集成优化解决方案：山西芮城光储直柔一体化直流微网项目、北京北科产业园综合智慧能源(一)国家电投集团储能产业发展|产业布局●国家电投2016年开始布局储能产业，业务涉及技术研发和技术应用。已建/在建储能项目超100项，储能总规模超3063MW/6500MWh,涵盖大型清洁能源基地配储能、储能联合火电机组调频、深度调峰、清洁供暖、用户侧电储能储热(冷)等众多领域。清洁供暖配置储能(热)国家电投(一)国家电投集团储能产业发展|产业布局电化学储能分布情况(按部署位置)电化学储能分布情况(按技术方向)铅炭国家电投(二)国家电投集团储能场站运行模式|发电侧口发电侧运行模式1:光储打捆响应电站AGC调度，保持光储融合出力满足AGC调度要求；典型电站：共和永源储能口发电侧运行模式2:尖峰放电控制模式，用电高峰期时，将储能电站存储的电量全部释放，满足尖峰负荷期用电需求；典型电站：黄河公司红旗一电站监控V能量答理系统一电力线路光伏发电系统并网点充电站储能系统充电站住宅小区美丽乡村住宅小区国家电投二、产业实践与技术创新国家电投(二)国家电投集团储能场站运营模式|电网侧口电网侧运行模式：共享储能、独立储能，储能电站直接由电网控制，依据电网下达指令进行储能电站充放电口典型电站：海阳共享储能、寿光兴鸿储能电站、寿光恒远储能电站交找S4国家电投国家电投(二)国家电投集团储能场站运行模式|用户侧口用户侧需求跟踪模式：用于用户侧发电需求，分布在工业园区和商业建筑等场所，利用峰谷价差获取利润；典型电站：浙江虚拟增容储能电站口离网自发自用模式：应用于偏远山区、海岛等，形成独立电力系统；典型电站：延安甘泉工业园综合智慧能源储能电站电网汇流箱山网数丽厂区用电厂区用电莎光判充4器解金流器光列*太潮能谷电站体王常光伏逆变器昼电同光伏发电系统监控变压群交遭搜■泊机光状组件础能电池泊机光状组件础能电池东整10022'5.75国家电投二、产业实践与技术创新东整10022'5.75国家电投(三)储能技术实证与示范2016年6月并网分散储能9.2MWh集中储能7.5MWh5个厂家4种类型储能电池(磷酸铁锂、三元锂、锌溴液流、全钒液流)以能量型储能电池为主以产品实证为主|实证基地2021年12月并网口对比储能产品2021年12月并网品的性能是否可满足要求储能电池系统效率品的性能是否可满足要求储能电池系统效率储能系统系统效率储能系统各级损耗厂用电率电芯电压一致性电芯温度一致性解决弃光限电解决弃光限电削峰填谷能量搬移铁锂、三元锂、钛酸锂、全钒液平滑功率输出降低新能源功率波动范围流平滑功率输出降低新能源功率波动范围储能)提高发电有功功率预测准确率提高跟踪计划精度提高发电有功功率预测准确率提高跟踪计划精度以产品、系统实证为主循环次数提高电网友好性电力辅助功能衰减率提高电网友好性电力辅助功能…口平台定位为推动光伏、储能行业发展为目标的开放的公共服务平台，为国家制定产业政策和技术标准提供科学依据；国家电投二、产业实践与技术创新国家电投长时储能技术全面布局。涵盖政策领领域重点布局的所有技术路线，包括压缩空气、铁铬液流电池、储热(冷);创新性布局卡诺电池以及液态压缩空气稀有气体产出技术。多元化技术开发开发飞轮(新型飞轮)、锂离子电池(含新型)应用、铅酸(炭)电池应用；布局预研钠离子电池、固态电池技术等。电池安全、监测主要电池安全、监测领域智慧调控及产业应用技术布局综合智慧零碳电厂、户用储能、独立储智慧调控及产业应用技术布局综合智慧零碳电厂、户用储能、独立储光伏一体化、储能电站规划及配置等技术。U建设。涵盖电池本质安全控制、电化学U储能系统安全预警、储能电站整体安全性设计。研究退役电池健康评估、分选、息修复等梯次利用相关技术。息二、产业实践与技术创新(四)新型储能技术创新|压缩空气储能(CAES)>所属上海成套院自主研发掌握了大规模长时压缩空气储能关键技术，具备10-150MW储能系统集成和工程转化实施能力。同步开展液态空气储能研究，推进首台套落地。>示范工程：甘肃定西网侧共享储能，打造国内首座(40MW/90MWh)组合式储能电站，拟于2024年投运。1ⅡⅡⅡⅡⅡⅡⅡIL比ⅡⅡ1ⅡⅡⅡⅡⅡⅡⅡⅡⅡⅡⅡ国家电投盐穴压缩空气储能技术>与清华大学合作，在湖南衡阳建设我国最先进的非补燃盐穴压缩空气储能项目。系统效率最高(65%),核心装备制造100%国产化。>项目拟于今年开工，2024年建成投运。国家电投二、产业实践与技术创新国家电投(四)新型储能技术创新|CASE技术储能储能发电换热题压缩机储冷罐透平高温储冷罐低温储热罐高温储热罐MOSV●采用热力学闭式循环，气体在系统内循环。仅储存热能和冷能，不储存空气，无需高压储气装置或盐●低压系统运行，安全稳定。●功率范围宽，可低功率运行，且运行效率稳定。储热达540℃,蓄冷达-30℃。●储能时长拓展灵活，实现24-100h储能，可显著降低工程化成本。二、产业实践与技术创新国家电投(四)新型储能技术创新|CASEⅡⅡⅡⅡⅡ口系统工艺及调控策略；口关键设备研制；ⅡⅡ技术口电源侧和用户侧的大功率长时储能。功率100MW;充放电时长可达24小时。网的升级。变为550℃的高温热能和-40℃的低温冷能，满足不同用户需求。<ru家老述程种*a驾A压缩机膨胀机动态仿真国家电投(四)新型储能技术创新|国家电投(四)新型储能技术创新|CASE技术>规划厂址：陆良智慧供热厂区(1)项目厂址规划满足新增CASE项目需求。厂区内有60m×80m的预留用地，可用于CASE项目建设。(2)项目用电用水规划满足新增CASE系统需求。(3)项目厂址周边有供热供冷需求，特别能体现CASE系统应用优势，为工程化项目提供全体系应用示范。厂区外有热蒸汽用户和冷链物流用户。姓姓物陆良项目为智慧供暖项目，耦合CASE,提升整个系统的运行灵活性、经济性，具有良好示范效应。打造云南省科技厅标杆科技项目。>研发进展已完成基于该建设场地的初步设计和可行性研究、核心设备总体设计，具备了兆瓦级中试系统详细设计和施工建设的条件。国家电投二、产业实践与技术创新国家电投长寿期循环次数>20000次寿期长长时储能储能时长可达数易于规模化放电充电质子负载负极高安全安全稳定【适应性强技术瓶颈国家电投技术瓶颈国家电投储能模块(四)新型储能技术创新|铁-铬液流电池技术Fe”Fe”?铁-铬液流电池技术储能系列产品储能模块电堆关键技术电解液关键技术√电堆关键技术电解液关键技术√配方优化√电解液稳定技术√高效催化剂技术储能系统集成技术专有设计技术流道设计电极材料双极板材料离子交换膜材料二、产业实践与技术创新(四)新型储能技术创新|铁-铬液流电池技术二代技术研发与测试>现阶段电流密度达到140mA/cm²,未来将达到210mA/cm²、>电堆功率密度提高100%,整个系统占地面积大幅度缩小国家电投模块化设计与组装>以6小时系统为例，模块化储能产品建设周期由174天降低至75天，用时降低57%二、产业实践与技术创新(四)新型储能技术创新|铁-铬液流电池技术张家口-百千瓦级铁-铬液流电池储能系统系统功率250kW储能容量1.5MWh单堆功率30kW电池堆数量8个AC/AC系统转化效率≥70%系统充放电切换时间≤200ms国家电投霍林河循环经济“源网荷储用”储能项目配置铁-铬液流电池储能系统，对于铁-铬液流电池兆瓦级示范以及大规模应用二、产业实践与技术创新新型飞轮惯量传导机构国家电投传统飞轮，电流交流转直流后再转交流；被电子电力系统解耦，无直接的机械惯量。改进后的飞轮系统，通过变速恒频装置使输出转速固定到3000rpm,为电网提供转动惯量及调频等支撑九动切发电调度二次调频典型频率响应时间轴1新型飞轮储能系统传统飞轮储能系统：传统飞轮储能系统：√功率扰动自分配√转动惯量支撑国家电投二、产业实践与技术创新国家电投(四)新型储能技术创新|新型飞轮储能技术口系统工艺及控制策略；口惯量传导机构研制；口系统仿真技术开发。1ⅡⅡⅡⅡI1ⅡⅡⅡⅡⅡ电网侧：1.提升高比例新能源机组电网稳定性；利用新型飞轮储能系统的转动惯量、短路容量和电压支撑等优良属性来提高新能源并网和输送的可靠性2.特高压直流输运。发挥系统动态无功储备的作用，提供次暂态、暂态、稳态全过程电压支撑。用户侧：微电网实时动态调节，提升电能质量。径向轴承轴向轴承机电一体化外亮电力电子转换装置能量输出电力电子转换装置能量输出电动发电机转换装置(电能)(电能)(电能)飞轮径向轴承电能岭入电能增出发动控制及发电品质电能岭入电能增出能量镇出a观列角接触球特承b心深油承额定工况下温度(环温55℃)分布国家电投二、产业实践与技术创新国家电投口单一飞轮调频容量受限，为满足大规模调频需求，开发飞轮阵列协调控制策略、飞轮阵列并机技术以及飞轮阵 飞轮阵列及程能飞轮阵列及程能微电网活满足不同容量系统调频需求。并实微电网变压器现技术应用示范。变压器口2023年规划在新疆及云南等地开展新光伏发电单元能量管理系光伏发电单元能量管理系统风力发电单元37国家电投二、产业实践与技术创新国家电投(五)储热技术开发与应用a热力消费占全社会能源消费的a70%以上，是整个能源行业的主力70%以上，是整个能源行业的主力重要的技术产业方向。K5信K5信0熔盐容盐储热容盐储热针对社会用热需求，开展-30℃到1000℃全温域储热技术开发，目前成熟产品已经覆盖-30℃到30℃到1000℃全温域储热技术开发，目前成熟产品已经覆盖-30℃到600℃储热温域，基本满足社会各层面用热需求。针对双碳目标下重点领域，包括清洁供暖、火电灵活性改造、余热利用、工业供汽、综合能源服务堆积床强化换热技术粒子储热粒子储热金属储热金属储热规划长时低成本超高温化学、粒子以及金属储热技术等。二、产业实践与技术创新(五)储热技术开发与应用①水储热口自主化布水器装置技术国际先进。口广泛应用于各类供暖、低温供热场景。口已应用于霍林河、宝之谷等7个项目。②固体储热&熔盐储热口熔盐双罐、固体储热产品具备成熟设计经验；口高温供热、供蒸汽场合。口已应用于沈阳24所学校等多个供热供暖项目国家电投③相变储热口低温域集成化供暖装置。适用于小型化独立供热。完成技术孵化，成立合资公司运营口已应用于小岗村等多个项目。④余热利用技术口成熟的热泵、ORC、喷淋取热余热利用技术路线。与合资公司(电投汇智)联合推广。二、产业实践与技术创新国家电投户用储能是指用于家庭用户的储能系统，是分布式能源系统的必要辅助。随着我国新型电力系统建设 对灵活性需求持续提升，户用储能有望成为重要的解决途径之一。口全球户用储能主要集中在高电价国家或地区。2021年欧洲户储达2045MWh,同比增长73%,2015-2021年，年均复合增速达63%。口欧洲、美国引领发展，户用储能赛道迎来高速增长。2021年德国户储装机规模达1479MWh,占欧洲户储比例为72%,之后依次是意大利(191MWh)、英国西班牙(48MWh)、法国(35MWh),美国户用储能新增预计，2025年全球户用储能装机将达到50GW/122.2GWh。口国内户用储能发展缓慢。户用储能产业仍处于起步阶段。口发展面临主要问题：电价低廉、家庭分时电价机制不完善、人均用电量低、标准认证体系未建立、安全监管机制不健全、商业模式单一，导致配置户用储能积极性不高。口国内发展机遇：国内户用储能产品技术成熟，出货量全球领先，产业基础较好；国内户用储能市场潜力巨大。二、产业实践与技术创新国家电投(六)户用储能|核心技术口户用储能系统通常与户用光伏系统组合安装，为家庭用户提供电能。户储单机装机规模较小，主要采用电化学储能路线。目前磷酸铁锂电池因高安全性、长循环寿命等特点，符合储能电池的设计需求，是储能电池的主流发展路线。口户用光储系统在结构上一般分为分体形式和一体机形式，区户用光储系统拓扑图别在于储能电池和光储逆变器是否集成为一个产品。户用光户用光储系统拓扑图储系统采用模块化设计，可实现光伏、电池和负载的灵活配置。通过智能算法将光伏能源分配到储能电池、负载供电或上送并网，满足用户多场景应用。口光储逆变器是户用光储系统的核心部件，将光伏控制器和双向变流器整合在一起，实现“光+储能”的一体化解决方案。典型的系统一般是5kW(组件+逆变器)配套10kWh(储能电池)或者10kW(组件+逆变器)+10kWh(储能电池)国家电投二、产业实践与技术创新国家电投(六)户用储能|技术集成开发户用储能产品库及解决方案>实证运行评估，建立运行数据库和选型手册>实证运行评估，建立运行数据库和选型手册定制化智能终端>形成针对不同应用场景的户用储能系统解决方案>实现户用储能即插即用>实现户用储能与天枢一号融合>实现户用储能即插即用>实现户用储能与天枢一号融合>研究分析政策突破3424固态电池集成固态电池集成>评估户用储能产品性能、定制设备>户用储能安全预警模块开发国家电投二、产业实践与技术创新国家电投口接入管控：针对各类型/多种厂家的户储产品，解决通讯协议不统一问题，实现多产品接入平台。口聚合调度：优化协调控制策略，消除单一设备短板效应，提升整体效率。运行调控精准，智慧管控精口安全预警与寿命预测：精确监控户用储能电池状态，搭载电池健康监测模型，实现户储产品全寿期监测。国家电投二、产业实践与技术创新国家电投(六)户用储能|实验室与示范户磷酸铁锂电池户储系统二、产业实践与技术创新(七)电池安全检测与监测平台电池检测平台(硬件)>建立检测实验室，建立以电池检测平台。>为储能电站提供电池第三方抽检，保证供货电池质量。>制定有关标准，保证产品认定有效性。电池监测平台(软件)监测多维度电池运行数据，为电池故障预警提供精确、实时的数据支撑。>基于监测的电池运行大数据，建立寿命预测模型、热失控模型、SOH健康模型等，提升化学储能电站运维技>核心分析算法开发，包括利用模拟软件对电池包PACK建模前处理，建立热流场仿真分析模型，最终实现针对在不同等工况下PACK内部电池温度变化情况的仿真。国家电投,箱体内AIR电芯侧板电芯侧板导热垫,液冷板二、产业实践与技术创新国家电投(八)多元储能配置规划与控制策略设计口提供储能电站的规划设计、技术方案编制、经济性评估容量及技术路线优化、运行分析等服务。>储能用于电网侧收益评估>储能用于发电侧容量配置及收益评估针对多种储能技术对电源侧大型新能源基地、电网侧安全稳定送电以及用户侧灵活多能联供需求的支撑，通过建立不同技术路线储能系统模型及新能源系统模型，可为业主定制经济性最优的储能系统优化配置方案及运行策略，为实现新型电力系统稳定发展，支撑电源侧及用户侧快速响应以及安全需求打造整体解决方案。口政策分析及数据收集及模型库口收益模式及储能运行策略口用户侧配置及收益模块口热电联合系统创新实践反馈与思考四、创新实践反馈与思考(一)运行及实证实践反馈|用好储能设备方面技术层面设备方面口储能系统各部分兼容性差；口储能单元电池一致性差；口储能系统各部分兼容性差；口储能单元电池一致性差；口辅助系统故障率高；口储能系统EMS和BMS数据采集通讯中断。口通讯实时性差，数据运行分析困难；口运行数据积累与故障模型库不全；口安全预警机制不健全；运营维护方面口运维人员资质欠缺；口运维规范章程不完善；运营维护方面口运维人员资质欠缺；口运维规范章程不完善；口厂家技术支撑不到位。口控制策略灵活性不足；口储能调用无保障；口复合控制策略缺失；口新能源配储能协调控制难度大。四、创新实践反馈与思考国家电投(一)运行及实证实践反馈|用好储能口提高设备及系统兼容性与状态管控能力优化储能系统各部分兼容性，采取安全设计标准，督促解决电站安全隐患，协调电站并网调用；建立健全储能接入与通讯标准，促使储能电站各类数据应采尽采、应送尽送，推动储能电站数字化、智能化发展。口优化运行控制策略积累运行数据、开发算法和模型库，为制定运行控制侧率提供依据；根据各储能电站服务对象的实际需求和当地政策，明确各储能电站控制方式的边界条件，科学合理地开发服务风光、火电、共享储能、用户侧的控制策略，实现储能电站在不同时间段能及时满足调峰调频、辅助服务等需求，提高储能电站的利用率。口提升运营维护水平构建专业的培训体系，开展储能电站运营维护人才队伍；建立统一储能电站运维规范章程，健全极端情况问题解决方案，为储能电站安全运行保驾护航；开展储能电站管控与高效运维模式研究。四、创新实践反馈与思考国家电投(二)政策支持与商业模式探索|用足储能口当前现实：储能配置按地方政府要求。实际利用率低，要开展原因分析。口运行方面：根据各储能电站服务对象的实际需求和当地政策，明确各储能电站控制方式的边界条件，科学合理地开发服务风光、火电、共享储能、用户侧的控制策略，实现储能电站在不同时间段能及时满足调峰调频、辅助服务等需求，提高储能电站的利用率。口政策方面：政府主管部门应针对新型储能产业的客观发展阶段，对两部制电价，储能的购电价格、放电价格、输配电价格以及结算方式等方面制定明确的交易电价政策，补偿储能所产生的经济效益和环境效益。现阶段以