中國儲能網(wǎng)訊：中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應用分會產(chǎn)業(yè)政策研究中心統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，截止到2017年底，全球光熱及風光發(fā)電并網(wǎng)儲能項目共計246個，裝機總規(guī)模達10.3GW。新能源發(fā)電側建大型儲能電站對促進可再生能源消納，緩解日益突出的棄風、棄光問題，提高電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行水平意義重大，備受行業(yè)關注。
9月19日-20日，2018首屆全國發(fā)電側儲能技術與應用高層研討會在西安召開，就進一步推進儲能在發(fā)電側上的項目規(guī)劃、安全施工、系統(tǒng)集成技術應用、運營模式、電網(wǎng)接入、標準體系、風光儲電站考核機制、調度模式、儲能項目備案、審批流程和體制機制等方面展開深入討論。
中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司發(fā)電設計分公司項目管理部副主任、設計總工程師魯鋒出席會議并發(fā)表專題演講《甘肅大規(guī)模儲能電站項目案例分析》。
以下為發(fā)言實錄：
魯鋒：大家上午好！非常榮幸可以在大會和各位專家一起分享和交流，我今天分享的案例是《甘肅大規(guī)模儲能電站項目》，我們院做完可研報告，甘肅向國家能源局申請示范工程，項目位于甘肅的嘉峪關酒泉這個地區(qū)，這個地區(qū)是棄風、棄光最嚴重的地區(qū)，是新疆到西北聯(lián)網(wǎng)通道的中間位置，受制于通道輸電能力的限制，棄風、棄光在下午是非常緊張的，本項目屬于多能互補儲能示范項目，解決新能源消納的問題。
這個項目裝機容量比較大，規(guī)劃容量是1.5GW，一期是720MWH，我分享的報告分六個部分，第一個項目建設背景。
從儲能市場的規(guī)模包括應用場景這一塊，剛才清華大學鄭主任介紹的比較清楚，我就不再講述了，無論從國際還是國內市場看，在電化學儲能里面，鋰離子電池占比比較大，近兩年的發(fā)展也是比較迅速的，這是一個價格預測，因為現(xiàn)在國內的儲能產(chǎn)業(yè)經(jīng)過近十幾年的發(fā)展，現(xiàn)在正好是處于從示范應用到商業(yè)級應用很重要的過渡時期，另外從電池角度來說，經(jīng)過這些年的技術進步，特別是去年到今年，這兩年受政策包括需求的刺激，咱們國內各個生產(chǎn)廠家投資熱情也比較高，產(chǎn)能現(xiàn)在也比較大，進一步拉低了電池的價格，從我們這個角度預測來說，像鋰離子電池主流的儲能技術，它的成本預測到2020年降到1000到1200（每瓦時）左右，電池成本的下降也為儲能大規(guī)模的商業(yè)應用提供了一個很堅實的基礎。
所以這兩年，特別是去年國內無論從立項還是投運一大批儲能相關、電化學儲能的工程，可再生能源并網(wǎng)領域，青海直流側光伏儲能示范項目，還有吉林省風電廠電熱混合儲能項目，還有輔助服務領域，從用戶側就更多了，在江蘇、北京、廣東等經(jīng)濟發(fā)達的地區(qū)，利用峰谷價差開展了密集的商業(yè)應用，2017年達到了121MW，從政策方面這兩家專家對政策解讀比較多，我就不詳細說了，我把項目主要的依托點強調一下，一個是2016年6月7日國家能源局關于促進電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務補償機制試點工作的通知》，就是國能監(jiān)管2016、164號，獨立的儲能電站的市場合規(guī)性確立了，對獨立儲能電站的規(guī)模有一個要求，充電功率在10MW以上，持續(xù)時間在4小時以上，從盈利模式來說有一個支撐點，電儲能放電電量等同于發(fā)電廠發(fā)電量，按照發(fā)電廠相關合同電價結算，我就可以按那個廠原來的電價合同結算，這也是現(xiàn)在這個項目近期采用的一個盈利點。
另外輔助服務，從地方政策的層面，國家東北、福建省很多省都開展了服務，2018年開展執(zhí)行輔助服務的市場運行規(guī)模。
第二部分就是電力系統(tǒng)概況，項目位于嘉酒電網(wǎng)，它的新能源占比達到了70%，所以調頻、調峰的壓力特別大，根據(jù)數(shù)據(jù)2017年嘉酒電網(wǎng)棄風率為34%到39%，我們有一個預測，我們做了一個分析按照六種模式分析下來，就是說整個嘉酒電網(wǎng)都有贏余，特別是冬季下午13點，電力贏余達到了6150到7040千瓦，左邊是一個光伏，右邊是風電的儲電曲線，這兩條曲線擬合以上，對應上嘉酒地區(qū)的用電曲線，就可以表現(xiàn)出從12點到下午4點是低谷。
第三部分就是盈利模式，從本項目配置720兆瓦時的電網(wǎng)來說，在三個方面有盈利點，第一個可再生能源并網(wǎng)，第二個是電網(wǎng)輔助服務，第三電網(wǎng)輸配電，可再生能源就是減少棄電，從電網(wǎng)輔助服務領域，甘肅輔助服務有規(guī)定，我們這么大規(guī)模的一個儲能電站相當于一個小的抽蓄，這個也有盈利點。另外從電網(wǎng)輸配電，720兆瓦時可以提高150MW，因為電儲能的特點，提供雙向的快速、有功、無功的功率調節(jié)功能，從這方面也可以爭取到盈利點。同時考慮到其他的因素，現(xiàn)在這個項目盈利方式是這樣考慮的，分優(yōu)先、其次，還有遠期的考慮，現(xiàn)階段考慮吸納目標光伏電站的棄電量爭取一個價差，目標電站就是2015年，包括2015年高電價的光伏電站，電價大概是8毛錢、9毛錢，我們已經(jīng)篩選了一部分，我們跟相關方都有過合作和談判，相當于光伏電站，好比一毛錢買下它的棄電量，然后8毛錢或者9毛錢再賣出去，其次就是風電的電站，現(xiàn)在風電電價比較低，這個要跟輔助服務結合，才可以達到盈利點，從長期看要爭取輔助市場服務，包括電網(wǎng)輸配電能力的提升，特別是抽蓄這種，可以爭取一些政策，從項目的角度來說，從近期以能量服務為主，遠期要往功率性服務過渡，這樣才可以保證長期的盈利模式。
第四部分就是儲能電站的配置方案和布局。在2020年做了甘肅全網(wǎng)進行8760小時電力生產(chǎn)模擬，光伏發(fā)電量是343.1億KWH，棄電量是76.5億KWH，棄電率是18.2%，本項目的720KWH所占的比例比較小，還有一定的發(fā)展空間。
我們在可研階段無論對儲能電站的配置，還是判定性的分析，還有儲能發(fā)電量的計算、依據(jù)，都是拿了嘉酒地區(qū)的全年平均水平做了預測，也進行了驗證，最后得出了一些結論，光伏電站如果棄電率在12%，按功率10%左右配置，4個小時算下來棄電率降18%，光伏在20%，配10%的儲能，然后儲5個小時，可以降12%左右，這是一個部分結論，我們經(jīng)過前期大量的一些數(shù)據(jù)研究，容量不小于20兆瓦，棄電率大于10%，儲能時間按照4小時或者5小時配置。
嘉酒地區(qū)的光伏電站數(shù)量比較多，主要在金塔、敦煌、嘉峪關等5個地方，目標電站最后篩選了22個，根據(jù)廠址的條件，也根據(jù)合作的因素，經(jīng)過跟光伏電站的談判，初步擬選了8個點，不光在光伏側，光伏側有5個，用戶側還選了一個，電網(wǎng)側選了兩個，總共的配置容量是720MWH，儲能時間是4小時。可行性研究階段，我們從儲能系統(tǒng)搭建角度，用的是1兆瓦的PCS，結合蓄電池，大概是4MWH，發(fā)電側大概是4000平米，下一步如果用10MWH的PCS，占地面積可以大幅度的減少。
第五部分就是投資估算和經(jīng)濟評價，現(xiàn)在算下來的總投資是11.71億，按剛才說的盈利模式，按價差8毛的鎖定，投資收益率很高，都在20%以上了。
第六是示范意義和建議，這個項目申報國家的示范工程有幾個方面，第一個是盈利模式創(chuàng)新，還是基于164號文，提到了盈利模式，可以保證現(xiàn)有的工程不再申請額外的一些補貼和政策支持情況下，就可以盈利，現(xiàn)在就可以大規(guī)模的商業(yè)應用。另外這個電站720MWH，就是每年發(fā)2億度電，占嘉酒地區(qū)整個棄電量的33%，占甘肅全省11%，比例比較低，可以保證今后棄電率下降的時候也可以盈利。第三個提高輸電通道，關鍵設備、關鍵技術的突破，這個項目要應用國際上10MWH的PCS，另外從電池角度也有一個創(chuàng)新，要突破現(xiàn)在安全性的顧慮，要采用全電池單體的實時監(jiān)測，從大規(guī)模儲能應用方面就可以實現(xiàn)安全性的突破，另外還研發(fā)出了基于柔性構架的管理系統(tǒng)，咱們電站相當于是分布式的儲能電站，利用這個平臺對分散式的儲能電站進行統(tǒng)籌統(tǒng)調，可以實現(xiàn)新的運行模式的探索，這個平臺跟網(wǎng)調互動，充分發(fā)揮儲能電站大規(guī)模的優(yōu)勢。
另外從這個項目角度，類似工程角度也提了一些建議，一個是要跟能源主管部門溝通協(xié)調，進一步參與電力輔助服務市場，做好調頻市場服務方面，爭取一些政策支持。另外在相關政策落實的情況下，我們想在網(wǎng)側，就是網(wǎng)側按照4小時做的，如果政策允許條件下，對網(wǎng)側PCS進行擴容，滿足電網(wǎng)的需求，也從功率性服務來考慮，另外網(wǎng)側的儲能電站要進一步研究，按照抽蓄的盈利模式研究盈利點，我的分享就是這些。
謝謝大家！
