中國儲能網訊：2020年7月25-26日，由中國化學與物理電源行業(yè)協會儲能應用分會聯合江蘇省電機工程學會可再生能源專委會、國網江蘇省電力公司電力科學研究院、國網江蘇綜合能源服務有限公司、中國能源建設集團江蘇省電力設計院有限公司等單位共同主辦的“第四屆全國電網側暨用戶側儲能技術應用高層研討會”在南京召開。
25日下午，中國能源建設集團安徽省電力設計院有限公司/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，各位領導，下午好！我是來自安徽省電力設計院的孫健，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。非常感謝主辦方給我們這樣一個機會，向各位專家領導匯報我們的一些工作，我們在儲能方面是一個后進生，但是我們一直很關注這個領域，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；風儲技術研究及案例簡介；幾點思考。
一、儲能的發(fā)展情況
發(fā)展現狀和存在的問題，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速度有一定關系的。二是沒有出臺相關的支持性政策。實際上我們認為國內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，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，在裝機結構里面，可再生能源在安徽已經達到28%，其中光伏最大，已經達到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，往往決定了電網調節(jié)的壓力，典型的就是六安，新能源最大滲透率已經超過80%。從滲透率可以估計，安徽很多地市電網調節(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，500千伏網架形成“四縱四橫”架構，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+儲能在電網中的應用分析
在整個安徽電網的情況看下來，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，電網調節(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，電網也更難調節(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一考慮，計算得到電網理論棄電量超過2%。實際與我們的理論計算有差異，現在安徽是全額消納的，得益于三點，一是火電機組的調控能力提升，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，我省電網公司調度部門基本實現了全額消納，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。
我院設計的華潤濉溪孫疃50MW風電場，已經建成投運了。
（二）設計方案分享
風電場功率選擇，我們在設計時，儲能和風電場功率設計和容量聯合計算，又結合了春季中午調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。
總體建設規(guī)模。設計容量為10MW/10WMh，由5臺2MWh儲能電池單元和相應的功率升壓一體機。
調度關系。正常情況下當系統頻率沒有越限，AGC處于正常工作狀態(tài)，AGC根據接收到的電網調度指令，通過站控層環(huán)網交換機發(fā)送給能量管理系統（EMS），控制儲能電站的充/放電，一次調頻系統不工作。邏當頻率越限時，一次調頻系統自動起動，并閉鎖AGC裝置調節(jié)儲能部分的功能，一次調頻系統通過站控層環(huán)網交換機，調節(jié)PCS從而控制儲能電站的充放電。當頻率恢復正常時，一次調頻系統自動退出運行，并解鎖AGC裝置調節(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。
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）風電場內的儲能能否集中調控。
風電場側的儲能理論上由風電場做調控，應該是跟風電場一起運行的，但這樣的話對整個電網調控起到的作用是有限的，我們在更高的面向全網需求的視角，建立一個儲能調用曲線。從全網優(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，從電網空間匹配角度來講，還有調節(jié)能力來講，實際上都是希望在皖北有一些可調節(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，8%的市盈率收回成本。二是抽水蓄能建設的時間比較長。從開工開始8年建成，光建設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%。抽水蓄能建設期長達8年，現在正在建的，等建成可能已經到“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，使新能源對電網更友好。我們認為新能源側、電網側、用戶側儲能，都是在電網里面運行的電力元件，對于整網的影響是共通的，在未來新能源+儲能能夠和獨立的電網側儲能實現同樣功能的情況下，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.積極爭取參與調峰、調頻、容量市場來回收儲能的成本。
匯報完畢，謝謝大家！
