01、研究背景

吉瓦级储能电站已成为国家战略性新兴产业，每年新增15 GW/30 GW•h电化学储能是落实“碳中和·碳达峰”目标的有效举措。江苏、河南、湖南、青海等省份百兆瓦级电化学储能电站的成功投运，验证了大规模储能电站快速响应、精准调频、应急支撑等作用，为储能电站的工程运行积累了丰富经验。但现有电站因投资主体、归属权不同，导致多个百兆瓦级电化学储能电站之间难以协同控制，无法充分发挥电站汇聚效应，而吉瓦级电化学储能电站是解决该问题的首选。吉瓦级电化学储能电站可被定义为：在同一区域电网内，可以由电网进行统一调度的集中或分布式电化学储能容量达到吉瓦级。其主要特征为：①容量达到吉瓦级；②同一区域电网；③受统一调度。针对未来储能装机缺额，吉瓦级储能电站是一种可行的解决手段，推进吉瓦级电化学储能电站建设已迫在眉睫。

吉瓦级电化学储能电站的建设仍然面临着许多难题。吉瓦级电化学储能电站系统集成难度大、运行调控策略实现复杂，目前仍处于摸索阶段。在兆瓦级电化学储能电站由数十兆瓦发展到百兆瓦的过程中，曾遇到过电池选型指标及并网指标不完善、不适宜，电站结构中经济性与安全性不平衡，现有应用场景发展及新型应用拓展取舍等问题，因此在电站规模进一步提升至吉瓦级的过程中，吉瓦级电化学储能电站需要借鉴已有的兆瓦/百兆瓦级电化学储能电站运行经验，加强在这些方面的理论分析，才能加快吉瓦级电化学储能电站的建设，推动新型电网格局的形成与稳定运行，贯彻落实国家“四个革命、一个合作”的能源安全新战略。

为推进吉瓦级电化学储能技术发展，本文讨论了吉瓦级储能电站的电池选型指标及并网指标；分析了不同电站结构发展及其优劣，为吉瓦级电化学储能电站集成规划提供参考；梳理了吉瓦级电化学储能电站可行的应用场景，为吉瓦级电化学储能电站指标体系建设提供指引。

02、吉瓦级电化学储能电站发展历程与现状

储能可以解决新能源占比提高问题，但水力储能手段由于受到地理位置、占地面积等因素限制，近年来发展缓慢。而电化学储能逐渐受到世界各国重视，国内外纷纷开展示各类电化学储能示范工程项目，在应用领域不断拓展的同时，电站规模也不断扩大。国内电化学储能示范工程发展情况如表1所示。


据权威机构统计，在“十三五”期间，全球电化学储能容量由1.3%上升到3.7%，继而增至5.2%，且仍保持着上升态势。从电化学储能占比的不断上升可以看出，尽管各国在地理环境、人口需求和电力市场等不同方面存在差异，但电化学储能电站仍是各国政府非常重视的辅助新能源发电/电网支撑的核心技术及装备，且对其投资力度逐年升高。

03、吉瓦级电化学储能电站关键技术指标

吉瓦级电化学储能电站的电池技术指标以及并网指标的建立需要考虑其技术特点。对电站安全性的考验应按照相关指标进行约束；吉瓦级电化学储能电站的设备选型，如电池选型、PCS及变压器等并网设备选型，需要根据相关指标、经济型、安全性、设备性能做出选择；电站应保证一定的综合效率。

目前国内储能电池的发展仍在不断迭代，考虑到磷酸铁锂电池的技术较为成熟、综合性能也比较优良，可以作为主体电池使用；同时如铅炭电池、液流电池等在不同应用场景下具有应用价值，可以选择性使用。在并网指标制定时，需要统筹考虑电站综合效率、电站设备选型以及安全水平要求，制定符合电站利益、电网收益的并网指标。

04、吉瓦级电化学储能电站结构

4.1 吉瓦级电化学储能电站集成结构分析

目前存在电压（方案1）、电流（方案2）及电压电流共同作用（方案3）三种电站集成结构，其中方案3均衡型储能电站集成结构如图1所示。


在相同的容量要求下对比3种方案发现：方案1中传统电化学储能电站通过提高并联电池子单元数量提升电流，最终提高功率的方法需要加装多个变压器，导致成本过高；方案2通过储能电池单体的高度集成提高储能模块电压，经过功率单元后直接接入高压电网，此方案省去了变压器成本，经济性较好，但现有技术无法将功率单元的器件耐压提升到承受高压电网电压的水平；第3种方案均衡提升电压与电流，一方面其功率单元承受的电压小于方案2，目前的技术已有望实现，另一方面储能子单元数量增多提升了电站的容错率，其故障后切断或检修计划不会导致电网出现过大的电力缺口。

4.2 电化学储能电站监控结构分析

对吉瓦级电化学储能电站的结构及其监控结构的规划需要统筹考虑电站的应用场景、电站效率、安全性等方面，结合现有的成熟技术以及新兴的潜力技术，建立具有高安全性能、良好经济效益、灵活控制效果的吉瓦级电化学储能电站。 电化学储能电站监控系统如图2所示。


05、吉瓦级电化学储能电站应用场景

5.1 大规模电化学储能电站应用现状

吉瓦级电化学储能电站具有广阔的发展空间，目前国内已有对于吉瓦级电站的规划，青海海西州计划在格尔木、乌图美仁等地区建设1 GW/2 GW•h电化学储能电站，河南、山西、福建、云南、蒙古等地也已对吉瓦级电化学储能电站的可行性进行讨论并进入了部署阶段。

5.2 吉瓦级电化学储能电站电网侧应用

1）吉瓦级电化学储能电站通过接收上级调度可以与新能源发电站之间协调控制，有利于新能源发电并网过程中的暂态频率响应特性；同时，储能装置的电压及无功快速调节能力可实现就地无功功率补偿，缓解可再生能源并网导致的电压波动问题。

2）吉瓦级储能作为调频资源，其容量足够大，运行成本远小于常规调频电源，且其作为调频资源具备快速响应能力，可以将频率波动对电网的影响降至最小。

3）吉瓦级电化学储能电站的规模巨大，足以提供电网级别的电能储备服务，在电网的负荷低谷期储备电能，在负荷高峰期释放电能支撑电网运行，从而在提升电网运行稳定性的同时增加了电网经济效益。

5.3 吉瓦级电化学储能电站发电侧应用

吉瓦级电化学储能电站应公平参与电力现货交易市场，在接受电网统一调度时，遵循“谁获益，谁付钱”的原则，进行公平对等交易，推广吉瓦级电化学储能电站的商业模式；在收益方面，吉瓦级电化学储能电站应将现有的电化学储能电站技术集成于吉瓦级电化学储能电站内，在具备调压、辅助调频、黑启动等功能的基础上，借助虚拟同步机、区块链、大数据第新兴技术，为不同的利益主体提供亟需的服务，打造获益模式多元的良性、长远的商业模式。

06、结语

吉瓦级电化学储能电站是实现碳中和、碳达峰国家战略的有力保障，其规模化发展是历史必然。本文对吉瓦级电化学储能电站的关键技术进行了解析，得出如下结论：吉瓦级电化学储能电站需统筹考虑多个方面，进行电站的规划、布局；兼顾安全性、经济型等指标选择电池；根据吉瓦级电化学储能电站功能定位设计电站结构；以完善的指标体系引领吉瓦级储能电站发展；效仿青海等地区的共享储能等优良商业模式，以政策发布作为引领，建立吉瓦级电化学储能电站的独特商业模式。