大力发展新能源、优化能源结构、实现清洁低碳发展，是推动我国能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效能源体系的要求，也是我国经济社会转型发展的需要。但随着新能源装机规模不断增加，其波动性和间歇性增加了电源侧调峰、调频压力，加之直流等非同步电源占比不断提升，导致维持系统频率稳定的转动惯量不足，系统稳定水平明显下降。如何提升电力系统灵活性，保障新能源高效消纳和电力系统的安全稳定运行，已经成为政府和社会各界关注的焦点。电化学储能作为一种调节速度快、布置灵活、建设周期短的调节资源日益受到人们的关注和重视[]。推动GW级电化学储能建设应用，构建更加灵活高效的电力系统，是保障“十四五”以及未来新能源健康发展和电力系统稳定运行的必然要求[]。本文所研究的大规模储能指的是技术上的电化学储能，所提及的储能电站指的工程上的电化学储能电站。
1 新能源健康发展和高效利用对储能的需求
1.1 大规模新能源并网运行给电力系统运行带来的挑战
我国清洁能源资源与用电负荷呈逆向分布特点。我国西部、北部地区拥有80%以上陆地风能、60%以上太阳能和70%以上水能资源，而全国70%的负荷集中在中、东部地区，必须借助大电网，构建大市场，在全国范围内消纳新能源。截至2019年底，风电装机仍主要集中在“三北”地区，累计装机容量1.46亿千瓦，占全国风电装机的70%。河北、山西、内蒙古、江苏、山东、甘肃、宁夏、新疆等8个省区装机容量超过1000万千瓦。其中，内蒙古风电装机超过3000万千瓦，新疆、河北风电装机超过1500万千瓦。
新能源在总装机中的占比约21%，已成为我国第二大电源。在一些地区已成为第一大电源，如甘肃、青海等省。按照2025年非化石能源占一次能源消费比重达到18%测算，2025年末风电和太阳能发电装机规模要较目前还要增长一倍以上，日内新增功率波动最大超过2亿千瓦，电力系统电力电量在空间和时间上的平衡难度大幅增加。规模化储能可为系统提供强大的调峰手段以及灵活、可靠、快速的频率调节和惯量支撑手段，有效降低新能源弃电率和系统频率越限和失稳风险。因此，要保持新能源的高效消纳和电力系统的稳定运行，配置一定比例的储能势在必行。
1.2 储能配置需求分析
以提升系统调节能力为目标开展配置储能分析计算，应包括功率配置分析计算、能量配置分析计算、安全稳定校核和经济性评价等环节。电力系统配置储能的功率应选取满足累积概率要求的新能源受阻功率和负荷限电功率最大值；配置储能的能量应选取满足新能源利用率和负荷平抑量要求所需消减的单次充/放电电量最大值。电力系统配置储能分析计算应结合电力系统运行特性，充分考虑系统中新能源资源特性及常规电源、已建储能、需求响应资源等系统调节资源的调节能力。电力系统配置储能分析计算所需数据应包括时序数据和非时序数据。时序数据应包括开机方式、负荷、新能源发电功率、径流式水电功率等，时间分辨率不应小于60 min，数据长度不应小于1年；非时序数据应包括常规电源、已建储能、需求响应资源等系统调节资源的性能参数及规划的电源并网容量数据。考虑负荷适度增长，抽水蓄能和火电灵活性改造等因素，初步测算表明，到“十四五”末，需要建设20 GW以上电化学储能电站。
2 大电网安全稳定运行对储能的需求
2.1 特高压电网过渡期面临的问题
我国一次能源与负荷呈逆向分布的客观现状以及风电大规模集中开发的方式，客观上需要长距离大功率输送才能把西部绿色的新能源送到中东部的负荷中心，特高压直流输电为解决这一矛盾提供了一种有效手段。经过几年的建设，目前在运特高压直流11条，设计输电容量9860万千瓦，单回最大输送容量1200万千瓦，相当于吉林、甘肃全省的用电负荷。随着大容量直流、高比例新能源的发展，我国电源、电网格局都发生了重大变化。以低惯量、弱支撑为特征的新能源机组在电网中的比例不断增加，跨区输送的大容量直流替代了受端电网的部分常规电源，导致电网中传统的同步发电机组占比逐渐降低，同步电网的惯量支撑和一次调频能力不断下降，频率的支撑和调节能力难以应对大容量直流闭锁造成的功率不平衡量冲击，造成频率跌落深度增大，频率恢复困难，系统安全稳定受到威胁。在跨大区交直流混联电网中，跨区直流的闭锁还可能引发大区间交流联络线上的大规模潮流转移，造成跨区同步互联电网之间的失稳和解列事故。2015年9月19日锦苏特高压直流发生双极闭锁，引起华东电网瞬时损失功率490万千瓦（设计容量720万千瓦），当日负荷水平1.5亿千瓦，网内开机容量1.7亿千瓦，由于其他电源一次调频能力不足，导致系统频率最低跌至49.56 Hz，对电网运行带来严重影响。
2.2 储能提升特高压电网安全性方面的作用
电网格局与电源结构的重大改变，使电网安全稳定特性不断恶化。新形态下电网安全防御，需要在数百毫秒内快速抑制数百万乃至上千万千瓦有功能量对系统的冲击，迫切需要在电力系统内增加更为灵活、可靠和快速的大规模有功调节资源。而大规模储能为解决这一问题提供了可能。电化学储能可在数百毫秒实现从满充到满放，以锂离子电池储能系统为例，满充至满放转换时间不超过1秒，可实现毫秒级的有功功率调节响应，是传统火电机组调节性能的50倍以上。初步研究表明，在受端电网内配置GW级（数百万千瓦）的电化学储能，并使其参与到电网频率安全控制系统（以下简称频控系统）中，可作为频控制系统中原有的切泵（抽水状态的抽蓄机组）、精准切负荷等频控措施的替代或互补解决方案，能有效减少功率不平衡量的冲击，保障系统频率安全；或使在受端配置的数百万千瓦电化学储能实现功率源的虚拟惯量控制与一次调频控制，在频率跌落和恢复期间迅速响应系统的频率变化率与偏差量，提供快速的有功功率支撑，也可以有效减少系统频率跌落的幅度、改善频率恢复特性、保障系统的频率稳定性。在功角暂态稳定问题比较突出的跨区交直流混联受端电网内，配置GW级（数百万千瓦）的储能，并使其参与到电网安全稳定控制系统中，立即响应大直流闭锁事件，快速放电进行紧急功率支撑，则可以等效替代切负荷安全稳定控制措施，释放跨区直流和交流联络线的输电能力。
3 GW级储能电站建设条件基本成熟
3.1 具有一定的工程建设及运行经验
截至2019年底，我国新增电化学储能装机63.69万千瓦，累计装机规模达到171万千瓦，已广泛应用于电力系统发电、输电及用电各环节，成效明显。我国开展了大容量储能提升新能源并网友好性、储能机组二次调频、大容量储能电站调峰等多样性示范工程，包括：国家风光储输示范工程，配置了23 MW/89 MW·h规模的储能电站，可提升了风光互补并网友好性；江苏储能电站，其规模为101 MW/202 MW·h，可实现调峰、调频、调压、紧急功率支撑等电网侧应用功能；山西部分火电厂配置9 MW储能电站，可提升火电调频能力等。
3.2 电化学储能技术经济性快速提升
近几年，储能电池技术的快速发展大幅提升了电池安全性、循环寿命和能量密度等。与此同时，应用成本也得到明显下降。以锂电池为例，其能量密度比5年前提高了近1倍，循环寿命增长了1倍以上，应用成本更是降低了70%。就锂电池与铅炭电池而言，无论在电池本体还是系统集成等方面，其核心技术已达或超过国际先进水平。
3.3 具有较为完善的电化学储能并网运行标准体系
我国已研究形成了涵盖基础通用、规划设计、设备及试验、施工及验收、并网及检测、运行及维护等6个方面的电化学标准体系，已制定发布11项国家标准，9项行业标准和15项团体标准。
4 结论
（1）在我国建设GW级电化学储能电站不仅是新能源发展和高效消纳的需要，也是保障未来大电网安全稳定运行的需要，具有必然性和可行性。对于践行我国绿色发展理念，带动储能产业发展，推进储能核心技术自主创新，落实“四个革命，一个合作”国家能源安全发展战略具有重要的现实意义和深远的历史意义。
（2）应结合新能源新增容量及布局特点，深入开展电化学储能配置容量研究，增强电力系统调节能力，保障新能源利用率保持在合理水平。同时，要结合特高压电网特点及电力系统动态支撑需要，合理布局大容量储能，保障电网安全运行。
（3）电化学储能已经在电力系统有多种应用，电池本体、集成技术、协调运行等方面取得了大量经验，并形成了标准体系，为下一步更大规模的应用奠定了坚实的基础。
