电子工程专辑讯 发展新型储能电站是实现碳中和目标的重要举措，在6月6日，广东省人民政府发布《广东省促进新型储能电站发展若干措施》（下称《若干措施》），《若干措施》提出，2022年以后新增规划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，积极推进虚拟电厂建设，在广州、深圳等地开展虚拟电厂试点，逐步培育形成百万千瓦级虚拟电厂响应能力。在沿海强风区的7个地市中心城区和26个县区中心区规划建设新型储能，促进新型储能与新型基础设施共享融合发展，加快推进新型储能电站与大数据中心、5G基站、数字电网等融合应用，在广州、深圳等城市探索规模化车网互动。
对新型储能电站建设，广东还将建立激励机制，对于落实配置储能电站要求的新能源发电企业，在风光资源竞争性配置、项目立项、项目并网、调度运行、电力辅助服务补偿考核等方面予以优先考虑；根据用户配置储能容量比例，在实施需求响应时予以适当支持。
在运营方面，推进新型储能参与电力市场。支持虚拟电厂参与市场化需求响应交易和辅助服务市场。
目前建成虚拟电厂的有在江苏投运、上海黄浦区试点商业建筑虚拟电厂项目、特斯拉计划在澳大利亚建全球最大虚拟发电厂等。
虚拟电厂（Virtual Power Plants, VPP）是指通过分布式能源管理系统将配电网中分散安装的清洁能源、可控负荷和储能系统合并作为一个特别的电厂参与电网运行， 在虚拟电厂中，每一部分均与能源管理系统（EMS）相连，控制中心通过智能电网的双向信息传送，利用EMS系统进行统一调度协调机端潮流、受端负荷以及储能系统，达到降低发电损耗、减少室温气体排放、优化资源利用、降低电网峰值负荷和提高供电可靠性的目的。以此很好的来协调智能电网与分布式能源之间的矛盾，充分挖掘分布式能源为电网和用户所带来的价值和效益。
虚拟电厂相当于传统系统的发电站，它在电力传输过程中负责辅助服务，比如：负责制定发电时间表、限定发电上线、控制运营成本等。有了这些功能之后，一个独立的虚拟电站可以随时与电力运营的其他参与者取得联系，并提供相应的服务。
如果是单独运行的话，分布式电源没有足够的能力、灵活性和控制力使得发电站在管理以及市场前提下的运作能做到成本合理，技术可行。那如果将一系列的分布式能源整合成为虚拟电厂，那这些问题就迎刃而解。
在欧洲，虚拟电厂也叫做电网聚合商（aggregator），即使把分布式的小型发电设备（新能源）的控制权集中在一个池，达到参与带那里市场的最低门槛，相当于代理商的角色。目前虚拟电厂在美国、欧洲和澳大利亚均有相关案例。
自2000年之后，可再生能源和新能源的开发进入一个快速发展的阶段，比如风光电能采用电力电子技术，新能源在发电过程中存在不稳定性和间断性等无法控制的情况，给电网系统的稳定性和安全性带来较大的负面影响。
传统电力调度是根据负荷侧的需求曲线，去调整发电侧的输出功率，以达到供需的平衡；发电侧很少会主动调节输出功率，然而新能源DER（分布式能源资源）是根据自然条件实时变化的发电资源，它们和负荷产生了双向波动，而且很难对于其波动进行干预控制，且DER自身无法精确预测其波动，这就对电力调度产生了巨大的压力。
在分布式能源（主要是分布式光伏）占区域性电网较小比例的时候，这些都不会成为电力调度所担心的问题，因为电网自身的巨大容量很容易吸收这些变化，随着其占比越来越大，电网自身无法吸收这些变化，那么电力调度就需要将这部分电源的变化调节纳入到调度的计划当中去了。
具体措施是：针对分布式能源无法精准预测导致的波动，需要根据电网频率波动有相应的快速平衡系统（自动调频或指令调频设施，最理想的就是储能系统）；针对分布式能源发电的时段特性和不受控特点，在电网可调节资源有限时，需要配套一定量的可调节电源备用容量（最理想的也是储能系统）；为了以上调节需求而单独去设置相应的调节资源，或者是通过传统电力机组协助进行调节，这些成本都是很高的，对于调度经济性而言，较好是本身有一定用途的储能系统，在调度需要时能够配合快速响应，只需要承担其投资价值较少的成本即可；
DER对于调度来说过于分散，无法直接接入到其系统中，这就产生了将其进行汇聚成较大规模体量后再来配合电力调度的需求——虚拟电厂（VPP）。
根据《若干措施》所表述的是，要规划引导独立储能合理布局，在新能源大规模汇集而消纳受限、电力需求波动大、输电走廊和站址资源紧张等区域规划布局独立储能电站。同时，持续提升火电联合储能调节能力，继续支持火电机组联合新型储能电站参与调频、备用等辅助服务市场交易。大力鼓励用户侧储能发展，支持工商业企业、产业园区等配建新型储能电站。积极推进虚拟电厂建设，推动新型储能电站与工业可控设备负荷、充换电设施、分布式光伏等资源聚合应用，在广州、深圳等地开展虚拟电厂试点，逐步培育形成百万千瓦级虚拟电厂响应能力。
未来电动汽车渗透比的快速上升，充电桩的普及都将对电能产生更大的需求。根据国家电网的《电动汽车发展对配电网影响及效益分析》报告中指出，集中式专用充电桩一般在用电低谷时段，城际快充站属于冲击型负荷，时间分布均匀，城市公共充电基础设施中的快充和慢的负荷特性也有所不同，慢充一般与周围商业用电负荷高峰叠加，分散式专用充电桩的负荷特性一般与早晚高峰叠加。
无序用电下对负荷的影响。到 2020 年与 2030 年，在无序充电情形下，国家电网公司经营区域峰值负荷增加 1361 万千瓦和 1.53 亿千瓦。分区域来看，加快发展地区占比最大，超过62% 和 58%。 分设施来看，分散式专用充电桩占比最大，约 68% 和 75%。
目前中国在电动汽车的发展浪潮下是一马当先，根据深圳海关最新数据显示，2023年前两个月，深圳关区新能源汽车出口超36亿元、光伏产品出口近5亿元、锂电池出口近130亿元，分别同比增长约2300%、64%、62%。高技术、高附加值、引领绿色转型的产品成为出口新增长点。
DIGITIMES的数据显示，2022年中国电动车保有量为1311.8万台，充电桩保有量179.9万个，车桩比是7.3：1，快充桩保有量占比42.3%。对比欧洲、美国的电动车保有量分别是6838.万台、227.5万台，充电桩保有量分别是52.9万个、13万个，车桩比分别是12.9：1、17.5：1，快充桩保有量占比分别是14%、21.6%。
电动汽车的聚集性充电可能会导致局部地区的负荷紧张，电动汽车充电时间的叠加或负荷高峰时段的充电行为将会加重配电网负担。
由于已有的公共配电网和用户侧配电设施在当年建设时没有考虑电动汽车充电需求，电动汽车的发展使得部分地区的局部配电网产生了增容改造的需求。
电动汽车充电设施这一类大功率、非线性负荷的设备，且布局分散，会产生很高的谐波电流和冲击电压，并存在用户私拉电线和飞线充电等问题，给电网公司配电侧管理带来了较大挑战。
以下是“《广东省促进新型储能电站发展若干措施》印发 新型储能将成为新增新能源发电项目标配“原文：
新增的海上风电项目、集中式光伏电站、陆上集中式风电项目需按照不低于发电装机容量的10%、时长1小时配置新型储能。《广东省促进新型储能电站发展若干措施》（下称《若干措施》）日前印发，从拓展多元化应用、强化政策支持、健全运营调度机制、规范项目建设管理、强化协调保障等五个方面提出25条措施，促进我省新型储能电站规模化有序发展，助力将新型储能产业打造成为我省战略性支柱产业。
大力鼓励用户侧储能发展
广东省发展改革委指出，新型储能产业市场广阔、发展潜力巨大，发展新型储能电站是提升能源电力系统调节能力、综合效率、安全保障能力和支撑新型电力系统建设的重要举措，是实现碳达峰碳中和目标的重要领域。广东省委、省政府高度重视新型储能产业发展，多次召开专题会议研究部署，要求充分认识战略机遇，积极发展、务求实效，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。
在新型储能电站应用场景拓展方面，《若干措施》提出，推进新能源发电配建新型储能，2022年以后新增规划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小时配置新型储能，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。争取到2025年，全省新能源发电项目配建新型储能电站规模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。
此外，还要规划引导独立储能合理布局，在新能源大规模汇集而消纳受限、电力需求波动大、输电走廊和站址资源紧张等区域规划布局独立储能电站。同时，持续提升火电联合储能调节能力，继续支持火电机组联合新型储能电站参与调频、备用等辅助服务市场交易。大力鼓励用户侧储能发展，支持工商业企业、产业园区等配建新型储能电站。积极推进虚拟电厂建设，推动新型储能电站与工业可控设备负荷、充换电设施、分布式光伏等资源聚合应用，在广州、深圳等地开展虚拟电厂试点，逐步培育形成百万千瓦级虚拟电厂响应能力。加强抗灾保障新型储能建设，依托全省坚强局部电网，在沿海强风区的7个地市中心城区和26个县区中心区规划建设新型储能，针对政府、医院等重要电力用户建设新型储能作为应急备用电源。探索打造“风光储”微电网，结合风电、光伏发电等开发，按需配置新型储能，打造海岛、农村分布式“风光储”智能微电网。大力推动新型储能技术创新试点示范。建设省新型储能制造业创新中心，加快推进产学研用协同示范基地和规模化实证基地建设。促进新型储能与新型基础设施共享融合发展，加快推进新型储能电站与大数据中心、5G基站、数字电网等融合应用，在广州、深圳等城市探索规模化车网互动。
推进新型储能参与电力市场
若干措施》提出，在新型储能电站价格机制、要素保障、金融支持等方面强化政策支持。鼓励先进产品示范应用，用户侧储能项目使用产品经认定符合先进优质产品标准规范的，其储能设施用电电价参照全省蓄冷电价政策执行。完善市场价格机制。按照国家有关规定，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。根据电力供需实际情况动态调整峰谷价差，合理设置电力中长期市场、现货市场价格上下限。强化要素保障，优先安排项目用地，简化规划选址、环评、节能审查各环节手续。强化金融支持，支持使用政策性开发性金融工具和纳入绿色金融支持范围，鼓励各地市结合实际给予财政扶持。
对新型储能电站建设，广东还将建立激励机制，对于落实配置储能电站要求的新能源发电企业，在风光资源竞争性配置、项目立项、项目并网、调度运行、电力辅助服务补偿考核等方面予以优先考虑；根据用户配置储能容量比例，在实施需求响应时予以适当支持。
在运营方面，推进新型储能参与电力市场。按照《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》，独立储能电站可作为独立主体参与电力中长期、现货和辅助服务市场交易；电源侧储能电站联合发电企业作为整体参与电能量市场和辅助服务市场；用户侧储能电站联合电力用户作为整体参与电能量市场和需求响应市场。支持虚拟电厂参与市场化需求响应交易和辅助服务市场。同时建立健全以市场化方式为主的新型储能电站调度运行机制，由电力调度机构制定新型储能电站调度运行规程和调用标准，科学调度新型储能电站。新型储能电站按照国家能源局南方监管局相关监管要求纳入并网主体管理。
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