0 引言

新型电力系统构建大背景下，风电、光伏等可再生能源大规模高比例发展，风光出力的强随机性和波动性、用电负荷的日益尖峰化、极端气候影响等给电力电量平衡带来巨大困难，源、荷实时平衡模式愈发困难[1]。高比例电力电子装备导致系统的惯量、短路容量、调频调压能力等关键调节能力受到安全性制约，电力系统的电源承载规模存在饱和效用[2-3]。“保供应”、“保安全”、“保消纳”成为贯穿新型电力系统各个发展阶段的核心问题[3]，着力提升电力系统灵活调节和主动支撑能力的充裕度是应对中国能源结构安全转型的有效方式[4]。

储能是重要的灵活调节资源，“十四五”期间中国相继发布700余项储能相关政策，从规划推进、示范应用、规范管理、电价改革、多元应用等[5]多层级推动储能发展、加快储能布局提升系统调蓄能力、满足系统日益增大的调蓄需求。且随着新型电力系统建设进程推进，新型储能成本进一步降低，抽水蓄能不再具有绝对成本优势，新型储能和抽水蓄能并重发展成为趋势[6-7]。抽水蓄能和新型储能在调节能力、响应速度、建设条件、建设规模等方面具有一定互补性[8]，明确抽水蓄能和新型储能的规划定位，针对电力系统的不同调节需求，融合各项储能技术特性协同配置[9]，可以优化不同储能技术布局规模，避免冗余配置和资源浪费。

然而单从规划角度考虑抽水蓄能和新型储能协同配置，受市场环境变化、行业标准缺失等因素影响，部分新型储能项目盈利水平不高，存在新型储能规划与实际装机差距较大、“建而不用”等问题[10]。实际运营困境极大地削减了社会面的新型储能投资积极性，仅依靠政策配储终究不是长久之计，难以脱离储能理想与现实差距过大困境，无法最大化发挥储能调节作用。为促进储能行业良性发展，适应新型电力系统建设进程，企业作为储能规模化发展的根本驱动力，需要融合考虑抽水蓄能和新型储能在技术水平、成本水平、收益水平等维度差异，为综合运营抽水蓄能和新型储能提供多维度决策支撑。通过提升企业储能综合运营收益刺激社会面投资储能积极性，达到提升抽水蓄能和新型储能全方位协同水平、充分发挥储能效用的目的。

针对抽水蓄能和新型储能多维度协同发展不平衡、不清晰问题，本文首先结合新型电力系统运行特性分析不同时间尺度储能的需求差异和不同储能技术现状，明确抽水蓄能和新型储能在新型电力系统中的功能定位，研判抽水蓄能和新型储能未来协同发展趋势；然后从企业运营盈利角度出发，为适应新型电力系统建设进程，针对规划定位、技术创新、运维管理和运营策略4个维度探索抽水蓄能和新型储能协同发展，并提出可行建议，为企业运营提供决策支撑，为储能政策制定提供可靠参考，促进储能行业的良性发展。

1 新型电力系统储能协同发展需求分析

“双高”背景下新型电力系统的不确定性、时变性、非线性及复杂性增强，电力系统运行面临低惯性、宽频振荡、电压频率不稳定等问题，需着力提升电力系统灵活调节能力[11]。风电、光伏等在不同时间尺度均存在不稳定性，需要扩展多时间尺度储能需求应对电力系统在不同时间尺度的调节需求[12]。

超短时间尺度（ms至s级）通过配置ms级响应能力储能提高系统一次调频能力；短时间尺度（min至h级）通过配置min级响应能力储能重点解决新能源机组短时出力波动性带来的系统频率和潮流控制困难问题；日内时间尺度通过配置可数h持续放电储能重点解决风电反调峰特性造成系统调峰压力过大和光伏在负荷晚高峰无法顶峰等问题；多日、周时间尺度通过配置可持续放电1 d及以上储能重点解决新能源受极端气象影响导致在较长时间尺度的电力供应不足问题。

如图1所示，以中国碳中和转型路径[13]为基础边界对低储能方案、基准储能方案和高储能方案在新型电力系统不同阶段的储能需求进行测算[14]。新型电力系统不同建设阶段和不同储能方案下电源结构和负荷特性差异性导致对不同时间尺度储能需求差异明显，当调整储能方案时储能需求也相应调整。随着新型电力系统的建设推进，对短时、长时和超长时储能需求均呈增长态势，其中短时储能需求增势明显，超长时储能和长时储能增势相对较缓。

图1 新型电力系统不同阶段对不同时间尺度储能需求
Fig. 1 The demand for energy storage at different time scales in different stages of the new power system

基准方案：碳中和阶段煤电装机保留5亿kW，定位为调节电源；另有2亿kW机组应急备用，总装机8.2亿kW。
高储能方案：碳中和阶段煤电逐渐退出，仅保留2亿kW机组作为应急备用不计入平衡；气电装机3.2亿kW。
低储能方案：煤电装机保留7亿kW，另有2亿kW机组作为应急备用，火电10.2亿kW。

2 抽水蓄能和新型储能协同发展分析

2.1 抽水蓄能和新型储能现状分析

2.1.1 规模布局

以新型电力系统储能调节需求为导向推动储能技术快速发展和储能布局快速调整。如图2所示，据中国能源研究会储能专委会统计：截至2023年底，中国储能累计装机规模达86.5 GW[15]，近几年新型储能布局呈爆发式增长，抽水蓄能占比降到60%左右，储能布局由完全以抽水蓄能为主导逐步向新型储能倾斜，抽水蓄能和新型储能并重发展趋势明显。

图2 2016—2023年储能装机规模
Fig. 2 The installed capacity of energy storage from 2016 to 2023

2.1.2 技术特性

储能作为支撑电力系统的重要技术和基础装备，储能产业发展得到高度重视，技术装备研发、示范项目建设高度活跃，储能技术发展呈现百花齐放的新局面[6]。

如图3所示，各种储能技术特性千差万别，各有优势和不足[16]。抽水蓄能[17]持续放电时长达数h且可实现min级快速响应，鉴于其显著技术成熟度优势和经济性优势，抽水蓄能已实现广泛商业化应用；压缩空气储能[18]布局较抽水蓄能更加灵活，但成本和运行效率不占优势，尚处于推广应用阶段；锂离子电池作为应用最为广泛的电化学储能技术[19]，具有布局灵活、快速响应等优势，但经济性和安全性是制约其进一步发展的关键因素；钠硫电池[20]可快速响应且持续放电时间较长，其发展同样受到经济性和安全性的制约；液流电池[19]可作为数十h持续放电储能技术补充，具有快速响应和持续放电时间长等优势，主要受成本过高制约仍处于推广应用阶段；氢储能基于其超长时间可持续放电优势将成为未来季节性能量调节的主力军，当前受制于其运行效率和运行成本制约尚未得到广泛应用；飞轮储能、超导储能和超级电容[20]作为超短时间尺度储能代表，均可实现ms级快速响应，由于成本较高和应用场景较少均未得到广泛应用。

图3 储能技术特征
Fig. 3 Technical characteristics and development status of energy storage

2.1.3 商业模式

为增添储能投资活力，通过“市场+非市场”手段丰富储能商业模式、缩短储能成本回收周期。基于国家发展改革委发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，抽水蓄能执行“容量+电量”的两部制电价[21]，其中电量电价鼓励通过竞争性方式形成。新型储能商业模式多元，各省结合各自电力市场建设情况和“新能源+储能”配置制定特色化成本疏导机制，如表1所示。

表1 国内新型储能商业模式
Table 1 Domestic new energy storage business model

应用场景主要特点商业模式常规电源配储：火电+储能源侧新能源配储：新能源+储能外送基地+储能…非独立市场主体与电站一体化运行和运营作为辅助调节手段，与电站一起参与电力市场青海模式：共享模式+电网调峰补偿山西模式：现货套利+一次调频湖南模式：容量租赁+调峰补偿电网功能替代：缓解阻塞延缓扩容投资优化潮流…非市场主体：由电网公司统一运营计入输配电价成本进行疏导网侧独立储能：独立市场主体交易品种按时间维度进行分割，同一时刻仅有一种交易执行甘肃模式[22]：调峰容量市场+AGC市场山东模式[22]：现货模式+容量电价+容量租赁浙江模式：中长期套利+现货套利+辅助服务广东模式：现货套利+辅助服务荷侧多元化场景：零售商换电场景移动充电车园区/社区虚拟电厂…以需求响应为主，国内通过电网公司的省级智慧能源平台参与需求响应华北模式：虚拟电厂，需求响应江苏模式：峰谷价差模式+需量管理浙江模式：虚拟电厂，AGC+备用+需求响应

当前新型储能布局以“新能源+储能”为主，该模式下新型储能利用率和收益率相对较低，不利于新型储能的规模化发展。抽水蓄能盈利情况相对可观，有待融合抽水蓄能运营经验，调整新型储能投资建设模式和运营策略。

2.2 抽水蓄能和新型储能发展分析

2.2.1 功能定位

当前中国储能布局重心仍为抽水蓄能和锂离子电池，抽水蓄能主要解决4～10 h系统调节需求，锂离子电池主要解决≤4 h系统调节需求[23]。在未来新型电力系统应用场景复杂化、种类多样化趋势下，源侧、网侧、荷侧均需扩展多时间尺度储能需求，仅依靠抽水蓄能和锂离子电池无法覆盖全时间尺度调节需求，需与不同储能技术的特性相结合，明确抽水蓄能和新型储能在新型电力系统中的功能定位。

如图4所示，新型电力系统超短时间尺度应用场景包含辅助一次调频、提供系统暂态稳定性、提高电能质量等，要求储能具有高功率、高响应速度、高存储/循环寿命、高功率密度和紧凑型的设备形态，重点关注飞轮储能、超级电容储能和超导储能[4]；新型电力系统短时间尺度应用场景包含平滑风光出力、跟踪发电计划、二次调频、缓解设备堵塞、削峰填谷等，要求储能具有一定规模、高循环寿命和便于集成的设备形态[4]，重点关注电化学储能；新型电力系统长时间尺度应用场景主要包含电网削峰填谷、事故备用和负荷调节等[4]，要求储能规模较大、可实现深充深放、成本较低且具资源和环境友好性能，重点关注抽水蓄能、压缩空气储能、液流电池和氢储能。

图4 抽水蓄能和新型储能在新型电力系统中的功能定位
Fig. 4 Functional localization of pumped storage and new energy storage in new power system

2.2.2 发展研判

新型电力系统各调节需求场景对储能性能要求提升，未来推进各项储能技术大规模应用尚在安全性、成本、长寿命等维度存在不同程度不足。不同储能协同技术相对薄弱，储能在电力系统中的作用未达预期效果。

技术层面，抽水蓄能主要存在地理条件限制性高和建设周期过长等问题[24]，针对地理条件限制问题可创新小型抽水蓄能技术尤其是小型海水抽蓄技术，提升其在沿海地区的竞争力；针对建设周期过长问题可创新工程建设技术，攻关复杂地质条件下筑坝成库和渗流控制等重大技术。创新抽水蓄能发展方式，中东部地区利用流域梯级水库电站建设混合式抽水蓄能电站，探索结合矿坑治理建设抽水蓄能电站等形式[25]。抽水蓄能还需攻关超高水头、超大容量和大容量变速机组技术[24]，提升抽蓄的调峰、调频支撑能力。压缩空气储能需进一步攻关先进绝热压缩空气储能技术[24]，提升压缩空气储能的转换效率和存储容量，推进百MW级先进压缩空气储能系统的示范应用，降低压缩空气储能成本。针对电化学储能的通病—安全性和成本问题，应着重攻关储能安全技术和通过产业链降低成本[25]，锂离子电池通过研发应用新型材料提升其能量密度和安全性能；液流电池重点攻关百MW级储能技术和产业化应用；钠离子电池则需开展高能量密度储能技术试点示范。飞轮储能需结合复合材料飞轮转子提升其经济性，拓展高速电机、复合电力电子控制和阵列式运行研究等提升其安全性[24]。超级电容储能和超导储能同样需进一步开展复合材料应用研究，提高其能量密度和功率密度[25]。氢储能需重点研发高温固体氧化物电堆等关键设备及材料，提高系统设计和集成水平，研发新型储氢技术等。

协同层面，推进新型电力系统建设需要抽水蓄能和新型储能多层级协同出力，提升系统调节能力。但当前抽水蓄能和新型储能协同程度较低，基本仅在规划层面考虑抽水蓄能和新型储能的协同规划。新型储能受技术水平和成本等因素影响，发展和布局规模相对滞后，为推进储能规模化、市场化发展，可结合抽水蓄能的运行和经营相关经验，融合探索新型储能运行和经营模式。通过创新发展多层级协同控制技术，构建抽水蓄能和新型储能多层级协同发展体系，推进抽水蓄能和新型储能同质化发展，实现电力系统按需调用储能，最大化发挥储能在电力系统中的效用。

3 多维度多阶段抽水蓄能和新型储能协同发展建议

立足储能发展现状，适应新型电力系统不同发展阶段的调节需求、市场环境、储能技术水平等多重因素变化，本文基于新型电力系统建设的3个阶段，从规划定位、技术创新、运维管理、运营策略4个方面，针对抽水蓄能和新型储能如何协同提出多维度、多阶段发展建议（如图5所示），为企业制定储能经营策略提供战略支撑，为储能政策制定提供参考。

图5 新型电力系统下抽水蓄能和新型储能协同发展路径
Fig. 5 Synergrtic development path of pumped storage and new energy storage in the new power system

当前阶段到2030年，抽水蓄能仍占据绝对主导地位，规划层面系统对储能的需求重心仍为抽水蓄能，在地理条件和建设周期受限情况下布局锂离子电池作为补充；技术层面突破位置和安全问题，加强锂离子电池性能、效率以及安全方面的研究，并大力推进钠离子电池、液流电池、压缩空气等高安全、长寿命、低成本储能技术研发及示范，开展液态金属电池、水系电池、氢储能等先进储能技术研发布局；运维层面结合储能布局和不同储能电站特性构建一体化储能集控中心，实现储能群控群调和集中运维；运营层面抽水蓄能和新型储能逐渐增量参与市场，抽水蓄能以两部制电价为主逐步探索参与现货电能量市场和跨省备用辅助服务市场，新型储能由容量租赁为主逐步过渡到以提升利用率为目标参与现货电能量市场和调频、备用等辅助服务市场。

2030—2045年，新型储能呈赶超抽水蓄能趋势，规划层面系统对储能的需求重心扩展到长时储能，长时储能技术聚焦液流电池，并布局压缩空气储能和钠离子电池储能分别作为抽水蓄能和锂离子电池的补充；技术层面突破成本和长时问题，积极推动超短时储能和超长时储能布局，重点聚焦飞轮储能和氢储能技术研发；运维层面进一步提升储能电站安全防控及智能运维能力，实现智能运维和常规运维融合；运营层面容量市场逐步取代容量电价核定，扩大抽水蓄能和新型储能参与市场规模，抽水蓄能和新型储能以收益最大化为目标探索参与容量市场、现货电能量市场和辅助服务市场模式。

2045—2060年，储能布局满足全时段多功能调节需求，规划层面系统扩展对ms级响应储能布局，长时储能技术扩展聚焦氢储能，超短时储能技术聚焦飞轮储能和超级电容；技术层面突破全时段调节问题，实现各储能技术均衡发展；运维层面推进人工智能+储能集控中心建设，全面优化储能运维能力；运营层面该阶段现货市场建设成熟，抽水蓄能和新型储能全面参与市场。

3.1 规划定位

适应新型电力系统阶段性电源结构调整和储能需求变化，确定对不同储能技术的规划定位 （如图6所示）。

图6 新型电力系统建设不同阶段储能规划定位
Fig. 6 Planning and positioning of energy storage in different construction stages of new power system

当前到2030年新能源装机比例相对较低，储能主要满足系统日内平衡的调节需求，对储能规划聚焦在10 h以内的储能技术。该阶段下抽水蓄能在4～10 h可持续放电储能技术中具有绝对的成本和效率优势；锂离子电池在≤4h可持续放电储能技术中占据绝对主导地位。该阶段储能投资规划主体仍为抽水蓄能和锂离子电池。

2030—2045年新能源逐步成为主体电源，储能需要满足系统日以上时间尺度的平衡调节需求，对储能规划扩充10 h以上的储能技术。该阶段10 h以上可持续放电储能技术中液流电池具有相对优势；4～10 h可持续放电储能技术中压缩空气储能得到进一步发展，度电成本和效率同抽水蓄能处于相当水平；≤4 h可持续放电储能技术中钠离子电池由于产业化发展和技术进步，度电成本和效率同锂离子电池处于相当水平。该阶段除需保持抽水蓄能和锂离子电池的投资规划外，需额外扩展对液流电池、压缩空气储能和钠离子电池的投资规划。

2045—2060年新能源逐步成为发电量结构主体电源，对储能快速调节性能的要求进一步提升，对储能规划扩展可实现ms级响应的储能技术。该阶段10 h以上可持续放电储能技术中氢储能作为超长时储能技术代表得到广泛应用；可ms级快速响应储能技术中，飞轮储能和超级电容与其他储能技术混合应用更加普遍。该阶段除保持抽水蓄能、压缩空气储能、锂离子电池、钠离子电池、液流电池等储能技术投资规划外，需额外扩展对氢储能、超级电容和飞轮储能的投资规划。

3.2 技术创新

针对抽水蓄能与新型储能技术、装备与应用等多重需求，以技术创新为先，融合大数据开展储能前沿技术攻关，开展储能安全关键技术攻关，开展储能控制应用技术攻关，为大规模发展储能提供技术支撑，如图7所示。

图7 抽水蓄能和新型储能技术创新
Fig. 7 Technology Innovation of pumped storage and new energy storage

以“位置和安全”—“成本和长时”—“全时段”为导向实现储能技术问题逐个突破，研发变速抽水蓄能、海水抽水蓄能等关键技术与装备，研发液流电池、钠离子电池、压缩空气、液态金属电池、氢储能等新兴储能技术；研发抽水蓄能联合新型储能的协同控制技术，增强储能在多场景下的灵活调度能力，强化多元储能在电力系统多场景应用，提升抽水蓄能同新型储能协同程度；推动储能状态在线监测、大数据分析、数字孪生、故障识别、安全预警等技术研发，融合数字化技术研发推动多元储能示范应用；研发储能全寿命周期应用安全技术，开展本质安全的储能系统集成技术研究，建立健全储能电站全生命周期安全标准体系，制定储能装备安全评价与认证实施规则，促进储能产业健康发展。

3.3 运维管理

按照“精简、高效、集约”思路，推动抽水蓄能和新型储能电站的集中控制、集中运维，实现运维管理数字化、智能化，降低运维成本，提升效率。

推行集中控制。构建抽水蓄能联合新型储能一体化储能集控中心，实现所辖储能电站“全面可观、精确可测、高度可控”，助力生产领域运行集约化专业化管理；从“属地分散”到“远程集中”，通过群控群调，全面提升抽水蓄能和新型储能联合控制效率和响应能力。

推行集中运维。基于一体化储能集控中心，通过储能电站“一体监控、群控群调、智能告警、RCM分析”等关键技术，优化检修策略，实现风险、效能和成本的综合最优，降低检修维护人员的运维难度，提升储能电站设备安全生产水平，降低经营管理成本。

提升数智化水平。研究人工智能算法、数据可视化分析挖掘、交互等关键技术，融合人工智能技术助力储能集中控制和集中运维，以数据驱动储能电站科学决策，降低储能电站故障率，减少运维检修成本。

3.4 运营策略

抽水蓄能和新型储能收益来源同电价机制和电力市场开展情况密切相关，基于现货市场成熟度调整抽蓄和新型储能运营策略，如图8所示。

图8 抽水蓄能和新型储能运营策略
Fig. 8 Pumped storage and new energy storage operation strategies

纵观中国抽水蓄能和新型储能盈利模式，抽水蓄能采用两部制电价获取收益，新型储能收益相对多样化，“新能源容量租赁+调峰辅助服务补偿租赁费”或“新能源容量租赁+现货市场价差”为独立储能主流商业模式[26]，火储联合调频收益也相对可观。当前来看抽水蓄能还应以两部制电价为主，现货价差进一步增大情况下逐渐增量探索参与现货电能量市场和跨省备用辅助服务市场。

新型储能方面结合区域政策和市场开展情况，当前火电厂配储通过参与调频辅助市场盈利，独立储能主要通过容量租赁和参与现货电能量市场或获取辅助服务补偿获利，随着容量补偿机制进一步完善，容量租赁比例降低，逐步转为同步参与现货电能量市场、调频辅助服务市场、调峰辅助服务市场和跨省备用等辅助服务市场。

4 结论

本文结合构建新型电力系统背景下电力系统运行的储能协同需求分析，以抽水蓄能和新型储能发展现状研判未来发展方向，并就企业角度如何适应新型电力系统建设展开抽水蓄能和新型储能协同发展提出建议，得出以下结论。

1） 新型电力系统中高比例新能源和电力电子装备接入，系统复杂程度加深、不确定性增强，系统运行扩展多时间尺度灵活调节资源需求；且随着新型电力系统建设进程推进，电力系统电源结构发生改变，不同时间尺度调节资源随之进行动态调整。

2） 从中国近年抽水蓄能和新型储能布局规模趋势来看，新型储能在储能中的占比逐渐增大，抽水蓄能和新型储能并重、实现储能多元化发展趋势明显，需要多维度提升抽水蓄能和新型储能协同水平，提升储能在系统中的调节作用。

3） 企业协同发展抽水蓄能和新型储能仍需适应新型电力系统建设进程，立足系统对储能的规划定位，创新发展储能技术，融合数字化技术提升运维能力和效率，融合市场开展情况和政策情况优化运营策略，从规划、技术、运维、运营全方位考虑抽水蓄能和新型储能协同，从而达到提升综合运营收益的目的，助力新型电力系统建设。