中國儲能網(wǎng)訊：2020年7月25-26日，由中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應用分會聯(lián)合江蘇省電機工程學會可再生能源專委會、國網(wǎng)江蘇省電力公司電力科學研究院、國網(wǎng)江蘇綜合能源服務有限公司、中國能源建設(shè)集團江蘇省電力設(shè)計院有限公司等單位共同主辦的“第四屆全國電網(wǎng)側(cè)暨用戶側(cè)儲能技術(shù)應用高層研討會”在南京召開。
25日下午，中國能源建設(shè)集團安徽省電力設(shè)計院有限公司/安徽省能源研究電力規(guī)劃中心副主任孫健在會上分享了主題報告《新能源+儲能技術(shù)研究及安徽應用前景分析》，以下為整理后的演講速記：
孫健：各位專家，各位領(lǐng)導，下午好！我是來自安徽省電力設(shè)計院的孫健，能源研究院是我院在能源主管部門指導下成立的研究機構(gòu)。非常感謝主辦方給我們這樣一個機會，向各位專家領(lǐng)導匯報我們的一些工作，我們在儲能方面是一個后進生，但是我們一直很關(guān)注這個領(lǐng)域，所以說我們做了一點點工作，向各位來做一個報告，希望各位領(lǐng)導和專家以后有機會和我們接觸的時候可以向我們不吝賜教。
我的報告分四個部分：安徽儲能發(fā)展情況；安徽省新能源+儲能應用前景分析；風儲技術(shù)研究及案例簡介；幾點思考。
一、儲能的發(fā)展情況
發(fā)展現(xiàn)狀和存在的問題，安徽實際上最重要的一個儲能形式是抽水蓄能，安徽的抽水蓄能建成的量、在建的量、規(guī)劃的量都是比較大的，加在一起是一個超過千萬級的綠色儲能基地。相對于抽水蓄能來講，安徽的化學儲能發(fā)展相對偏慢，當然這主要是跟廣東、江蘇等發(fā)達地區(qū)來比。
發(fā)展現(xiàn)狀。我們在前一段時間了解投運過的一些儲能電站，并不多。當然現(xiàn)在還有一些謀劃的儲能電站，包括風電+儲能的這樣一個形式。但是這個很多還都沒有落地。
存在的問題。我們認為，一是缺乏可行的商業(yè)模式，這主要是跟我們電力市場的建設(shè)速度有一定關(guān)系的。二是沒有出臺相關(guān)的支持性政策。實際上我們認為國內(nèi)大部分的省份所謂支持儲能發(fā)展的政策，都是沒有深入，沒有到切實操作階段的。三是儲能成本，在政策很明確可行的用戶側(cè)，儲能成本沒有達到盈利要求，安徽大工業(yè)用電峰谷電價是0.5元到0.6元左右。
二、新能源+儲能應用前景分析
（一）安徽可再生能源發(fā)展的基本情況
到2019年，在裝機結(jié)構(gòu)里面，可再生能源在安徽已經(jīng)達到28%，其中光伏最大，已經(jīng)達到17%，可再生能源總發(fā)電量達到11%，光伏裝機是全國第五，生物質(zhì)發(fā)電是全國第二。
從“十三五”期間光伏的裝機曲線可以看出，2016年開始大幅上升，一直到2019年已經(jīng)到了1254萬千瓦。主要的分布區(qū)間偏向皖中、皖北。風電相對慢一些，2019年是274萬千瓦，主要分布在皖中的滁州、安慶，還有皖北地區(qū)。
新能源在各地區(qū)的滲透率，往往決定了電網(wǎng)調(diào)節(jié)的壓力，典型的就是六安，新能源最大滲透率已經(jīng)超過80%。從滲透率可以估計，安徽很多地市電網(wǎng)調(diào)節(jié)壓力可能比較大，本圖從左到右的地市基本上是安徽從北到南的地市分布，可以看得出來皖北、皖中的滲透率相對高。
（二）安徽電網(wǎng)的特點
以淮河、長江為界，將全省分為皖北、皖中和皖南，500千伏網(wǎng)架形成“四縱四橫”架構(gòu)，出省的斷面基本上是在皖南地區(qū)，基本上電力流是從北往南。
安徽電網(wǎng)的負荷特點，每天中午11點左右、晚上9點左右有兩個峰，這個峰之間有相對的谷。季節(jié)上看，春秋季負荷比夏季的差距是比較大的，僅在55%左右。
安徽其實還是缺電的，但是是缺電力不缺電量，在夏季高峰負荷比較大的時候，對華東以及外部授進依賴比較大。
（三）新能源+儲能在電網(wǎng)中的應用分析
在整個安徽電網(wǎng)的情況看下來，常規(guī)電源再加上新能源之后，和負荷之間的平衡就會有一些問題，尤其是在春季的時候，整體負荷比較低，晚峰負荷在2200萬千瓦左右，中午負荷在1700萬千瓦左右，如果此時光伏出力超過600萬千瓦，電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力就可能會有問題。
平衡表基本能看出，計算口徑上平衡是面臨缺口的，在春季和秋季的時候缺口可能會達到有300多萬。實際上節(jié)假日會更低，形成的缺口更大，電網(wǎng)也更難調(diào)節(jié)。
單純將典型日做平衡，可能不能夠看出來全年棄電量或者是整個電網(wǎng)理論上損失的條件到底有多少。我們研究建立過一個模型，將歷史負荷曲線、新能源發(fā)電曲線、外電曲線以及模擬機組開機統(tǒng)一考慮，計算得到電網(wǎng)理論棄電量超過2%。實際與我們的理論計算有差異，現(xiàn)在安徽是全額消納的，得益于三點，一是火電機組的調(diào)控能力提升，二是新能源發(fā)電預測，精準預測和負荷做好匹配，實際上還有一定的運氣成分，三是省際間支援。通過這些工作，我省電網(wǎng)公司調(diào)度部門基本實現(xiàn)了全額消納，很不容易。
綜上所述，第一，新能源+儲能有非常大的需求空間；第二，皖北皖中有相對迫切的需求，在合肥中心附近也可以考慮；第三，從能量上來講，需求的量級還是比較大的。
三、風儲技術(shù)研究及案例簡介
（一）項目簡介
跟大家簡單報告一下我院在所做的儲能案例。
剛剛所講的整個電網(wǎng)的基本情況，都是風電+儲能背景的一個延伸。在2018年底的時候，風電的建成規(guī)模雖然是246萬，但是開展前期工作的項目非常多，業(yè)主非常積極地申報。雖然大家知道實際不可能建成這么多，但是因為有這個情況，所以擔心風電大量同期并網(wǎng)。
我院設(shè)計的華潤濉溪孫疃50MW風電場，已經(jīng)建成投運了。
（二）設(shè)計方案分享
風電場功率選擇，我們在設(shè)計時，儲能和風電場功率設(shè)計和容量聯(lián)合計算，又結(jié)合了春季中午調(diào)頻壓力緊張大概一到兩個小時，初步確定10MW/10MWh的標準，并向主管部門溝通確定。
總體建設(shè)規(guī)模。設(shè)計容量為10MW/10WMh，由5臺2MWh儲能電池單元和相應的功率升壓一體機。
調(diào)度關(guān)系。正常情況下當系統(tǒng)頻率沒有越限，AGC處于正常工作狀態(tài)，AGC根據(jù)接收到的電網(wǎng)調(diào)度指令，通過站控層環(huán)網(wǎng)交換機發(fā)送給能量管理系統(tǒng)（EMS），控制儲能電站的充/放電，一次調(diào)頻系統(tǒng)不工作。邏當頻率越限時，一次調(diào)頻系統(tǒng)自動起動，并閉鎖AGC裝置調(diào)節(jié)儲能部分的功能，一次調(diào)頻系統(tǒng)通過站控層環(huán)網(wǎng)交換機，調(diào)節(jié)PCS從而控制儲能電站的充放電。當頻率恢復正常時，一次調(diào)頻系統(tǒng)自動退出運行，并解鎖AGC裝置調(diào)節(jié)儲能部分的功能，由AGC控制儲能電站的運行狀態(tài)。
電池選用的是磷酸鐵鋰。
場站里面配相應的EMS能量管理系統(tǒng)。
四、幾點思考
下面講一下，我們自己在研究工作時候的一點點思考。
（一）風電場內(nèi)的儲能能否集中調(diào)控。
風電場側(cè)的儲能理論上由風電場做調(diào)控，應該是跟風電場一起運行的，但這樣的話對整個電網(wǎng)調(diào)控起到的作用是有限的，我們在更高的面向全網(wǎng)需求的視角，建立一個儲能調(diào)用曲線。從全網(wǎng)優(yōu)化的角度來看，儲能裝機總量大概在20萬左右，理論可以優(yōu)化非常多的電力，可以使全網(wǎng)棄電大幅降低。
（二）抽水蓄能和化學儲能比較
因為安徽抽水蓄能比較多，是否在抽水蓄能很多的情況下建設(shè)化學儲能有沒有那么強的必要性？到底它跟抽水蓄能的差異在哪里？實際上我們認為有兩點。
第一，區(qū)位分布。安徽的抽水蓄能分布在皖南和皖中，從電網(wǎng)空間匹配角度來講，還有調(diào)節(jié)能力來講，實際上都是希望在皖北有一些可調(diào)節(jié)的電源。
第二，成本差距。抽水蓄能裝機成本達到5—6元，容量成本達到0.8元/Wh，成本并不低。我們認為考慮投資的時候，考慮全生命周期是一個比較好的分析方法。從平準化度電成本來看抽水蓄能僅0.2~0.25元/度，但是我個人認為還應該考慮幾個因素。一是抽水蓄能最起碼是運行50年，如果按這個來算的話肯定是比較低的。但實際到疏導成本時不可能按照50年收回，一般是按照20年以內(nèi)，8%的市盈率收回成本。二是抽水蓄能建設(shè)的時間比較長。從開工開始8年建成，光建設(shè)期的總投資就是靜態(tài)投資的1.2倍，財務成本太高。三是，儲能成本下降，剛剛專家也預計了到2025年的時候成本會降低50%。抽水蓄能建設(shè)期長達8年，現(xiàn)在正在建的，等建成可能已經(jīng)到“十四五”以后了，那時抽水蓄能即便能量應用的場景也有可能和化學儲能的充電持平。當然，抽水蓄能有它的安全、長期的優(yōu)勢，不再細說。
（三）幾點體會
現(xiàn)在新能源+配置儲能的方式，我們認為仍然是計劃方式，就像剛剛唐總說的確實沒有市場優(yōu)勢，這個是強加給新能源場站的責任。但是從我們國家的政策方向來講，從儲能的商業(yè)模式與電力市場后續(xù)發(fā)展方向一致。
儲能功能就是提供能量、容量、功率等，我們認為這些功能就是電力的按需搬運，所以，電力市場必須能夠很靈活實現(xiàn)電力的時間價值，還需要更靈活的電力價格政策，市場參與方要足夠開放，市場規(guī)則要積極支持儲能的發(fā)展。
儲能的加入，使新能源對電網(wǎng)更友好。我們認為新能源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能，都是在電網(wǎng)里面運行的電力元件，對于整網(wǎng)的影響是共通的，在未來新能源+儲能能夠和獨立的電網(wǎng)側(cè)儲能實現(xiàn)同樣功能的情況下，理應共享同樣的市場。
（四）幾點建議
在儲能向比較大的電力市場方向發(fā)展過程當中，我們認為有幾點：
1.更開放的模式可能更有優(yōu)勢，在新能源滲透率比較高的區(qū)域，用分攤成本的建設(shè)方式，共擔責任。
2.大規(guī)模獨立儲能電站更易管理。
3.儲能和抽水蓄能會逐步開始在能量用途上競爭。
4.積極爭取參與調(diào)峰、調(diào)頻、容量市場來回收儲能的成本。
匯報完畢，謝謝大家！
