中國儲能網訊：9月24—26日，由中國化學與物理電源行業(yè)協會聯合200余家機構共同支持的第十屆中國國際儲能大會在深圳鵬瑞萊佛士酒店召開。此次大會主題是“共建儲能生態(tài)鏈，開啟應用新時代”。 來自行業(yè)主管機構、國內外駐華機構、科研單位、電網企業(yè)、發(fā)電企業(yè)、系統集成商、金融機構等不同領域的1621人參加了本屆大會。本次大會由中國化學與物理電源行業(yè)協會儲能應用分會、中國科學院電工研究所儲能技術組和中國儲能網聯合承辦。
在24日下午的“儲能電站規(guī)劃與設計”專場，中國能源安徽省電力設計院有限公司/安徽省能源研究院電力規(guī)劃中心副主任孟祥娟分享了主題報告《安徽省儲能市場化應用的機遇和挑戰(zhàn)》。會務組對發(fā)言人的演講速記做了梳理，方便大家會后交流、學習，以下是速記全文：
孟祥娟：我是來自安徽省電力設計院的孟祥娟，目前任職的目標是安徽省能源研究院，非常感謝主辦方為我們提供這樣一個機會，向各位領導專家匯報一下我們在儲能領域所做的一些工作和想法。
我匯報的題目是：安徽省儲能市場化應用的機遇和挑戰(zhàn)。報告分四部分：儲能的發(fā)展現狀及需求、發(fā)展機遇、問題和挑戰(zhàn)、我院在儲能項目方面一些進展。
先介紹一下安徽省儲能發(fā)展的現況。
安徽省的儲能主要是以抽水蓄能電站為主，目前已投產有3座，在建的2座，在建績溪已投4臺機，目前安徽省抽水蓄能裝機規(guī)模288萬千瓦。其他的儲能項目主要包括：風電場側已經投產的有華潤濉溪孫疃、華能蒙城配套儲能項目，用戶側目前已經并網的是光儲一體化，還有光儲微電網。初步統計已經投產10MW/30MWh，最大的用戶側儲能廬江國軒75MW/300MWh也已建設完成。電網側目前已經并網的是壓縮空氣儲能一個，在推進六安1MW氫能綜合電站項目。
安徽省在可再生能源方面，總裝機占比達到總裝機能量的28%，其中光伏占比最大，大約達到17%，其次是水、風、生物質。水、風、光、生物質品種比較齊備，2019年安徽省光伏裝機達到全國第五，生物質發(fā)電裝機全國第二名。近幾年安徽省快速發(fā)展，2017年光伏呈現爆發(fā)式增長，2017年光伏增速達到205%，到2019年光伏總規(guī)模1254萬，風電274萬千瓦。
分地區(qū)看，考慮已經投產和在建的項目，在建的主要是風電，我們有八個地市新能源裝機總規(guī)模是100萬千萬以上，占全省總裝機規(guī)模77.5%。從裝機滲透率來看，六安、宿州等地市比較高，在40%以上。分區(qū)域看，皖北、皖中新能源裝機總規(guī)模達到87%。
我們對安徽電網的特點進行了總結分析，第一個特點是用電需求增長快，峰谷差逐年增大。
“十三五”以來，受國家中部振興戰(zhàn)略和安徽省承接產業(yè)轉移影響，全省電力需求增長較快，2019年，安徽全社會用電量、最大負荷分別為2300億千瓦時、4480千瓦時?！笆濉鼻八哪甑脑鏊俜謩e達到8.8%和9.2%，用電量增速高出全國2.6個百分點，在如此快的增長速度下，但我們的人均用電量僅是全國平均水平的69%，隨著長三角一體化的深入發(fā)展，預計我省在“十四五”期間用電需求也將保持中高速的增長態(tài)勢。峰谷差呈現逐年增大趨勢，2019年最大用電峰谷差1369.82萬千瓦，同比增加117.3萬千瓦。從負荷特性來看，4-10月是我省的負荷低谷時段，同時中午12-14點是負荷次低谷時段，而我省新能源以光伏為主，造成春秋季時調峰壓力比較大。
從調峰措施看，安徽省的裝機是以燃煤發(fā)電為主，裝機占比接近達到70%，而我省抽水蓄能資源雖然比較豐富，但基本有華東統一調度，一半分給我省使用。調峰資源和措施相對單一，電力系統整體的調節(jié)能力略有不足。
第三個特點是電源裝機分布相對比較集中。全省73%的煤電裝機、87%的新能源在皖北和皖中。
介紹一下我省的新能源消納整體情況，2019年安徽電網新能源消納壓力空前，去年五一還有國慶等節(jié)日負荷低谷時段多次出現了新能源消納的風險，采取了多種措施保消納。在2020年受疫情影響，用電需求大減，1-5月新能源發(fā)電量增幅達到25.9%，新能源月均最大負荷達到821萬千瓦，安徽電網調峰問題凸出。受新能源大發(fā)影響，全省多個500千伏輸電通道潮流重載、滿載。
結合安徽省調峰電源、區(qū)外來電及新能源發(fā)展情況，初步測算，“十四五”調峰缺口至少在百萬千瓦。在如此大的調控缺口下，如何保證全省的新能源消納安全，我們有如下設想。
首先考慮“十四五”期間，在目前的天然氣價格下，電價至少在0.6元/kWh，可保障調峰電站盈虧平衡。安徽省目前尚沒有理順天然氣發(fā)電價格，天然氣發(fā)電規(guī)模將受到一定限制。抽水蓄能建設時間比較長，一次性投資大，對建設條件要求高，因此，“十四五”期間除金寨、績溪外，其余不具備投產條件，“十四五”期間我省調峰缺口主要靠電化學儲能、省間互濟等方式解決。
從長遠發(fā)展來看，安徽省抽水蓄能站址資源豐富，我省擬打造長三角綠色儲能基地，保障華東區(qū)域電網安全運行。同時安徽省抽水蓄能主要分布在皖中的六安、安慶及皖南地區(qū)，與煤電、新能源分布在電網兩端，因此，發(fā)展電化學儲能有助于解決局部地區(qū)新能源消納問題。遠期抽水蓄能、電化學儲能宜采取“集中+分散”兼容互濟、共同發(fā)展的模式。抽水蓄能集中開發(fā)，電化學儲能按需配置。
下面介紹一下安徽電化學儲能發(fā)展機遇。
新能源的持續(xù)發(fā)展必然會帶動儲能的發(fā)展。當前，安徽非化石能源占一次能源消費比重7.2%，2025年比重要達到9%以上。根據相關機構預測2050年全國非化學能源占一次能源消費比重超過50%，最新又提出2060年中國要實現碳中和。能源結構的調整給新能源帶來發(fā)展機遇的同時，也必將帶動儲能的發(fā)展。
另外一個方面，政策方面也是在持續(xù)的推動儲能的發(fā)展。
國家層面，2017年出臺了《關于促進儲能技術和產業(yè)發(fā)展的指導意見》，這是第一個國家級的政策。2019年、2020年也陸續(xù)出臺了相關指導意見，2020年《關于做好2020年能源安全保障工作的指導意見》中提出要加大儲能的利用力度加大儲能發(fā)展力度。研究實施促進儲能技術與產業(yè)發(fā)展的政策，積極探索儲能技術模式和商業(yè)模式，開展儲能示范項目征集與評選，建立健全儲能標準體系和信息化平臺。
從華東層面看和安徽層面看。華東區(qū)域出臺了“兩個細則”。安徽層面去年出臺了關于安徽電力調峰輔助服務市場轉入試運行的通知，今年出臺了安徽征求對電化學儲能電站參與安徽電力調峰輔助服務市場規(guī)則條款意見的公告，公告中指出電源側、負荷側、電網側均可以參與到調峰輔助市場中，并且對電價進行了說明，調峰的上限是0.8元/每千瓦時。
另外講一個政策，今年7月1號正式開始實施的《電力系統安全穩(wěn)定導則》，這個國家標準指出必要時要配備燃氣、抽水蓄能或者電化學儲能等一系列措施來提高調節(jié)能力。同時提出所有電源均要具備調頻、調峰、快速調壓功能，導則的實施勢必提高新能源側儲能的發(fā)展速度。
儲能的技術進步和成本下降的趨勢是不會改變的。受電動汽車和儲能產業(yè)的推動，以鋰離子電池為代表的化學儲能技術綜合性能快速提升。2015-2019年間，鋰離子電池系統初始投資成本下降超過50%，循環(huán)次數提升至3000-5000次，度電成本降低至0.6-0.8元。未來隨著技術進步及需求量增加，儲能價格有望持續(xù)下降。
三、問題和挑戰(zhàn)。
分用戶側、電源側、電網側分別介紹。
首先是用戶側，用戶側主要的盈利模式是峰谷套利，現在出了新的輔助服務市場，從峰谷套利角度看，安徽省是工商業(yè)及其他用電峰谷價差7、8、9三個月在0.56-0.61之間，其他月份在0.51-0.55之間，峰谷價差較小，給到用戶的盈利空間比較有限。從全省的電價峰谷時段來看，9：00-12：00是高峰時段，12：00-17：00是平段，11：00-14：00光伏大發(fā)時段，也是我們省新能源消納困難的時段，如果用戶側儲儲能在中午時段進行放電，對新能源的消納情況是不利的。
電網側看，2019年出臺的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》，電網側儲能不納入輸配電價，導致電網側儲能建設進度放緩。我省出臺的新政策中，規(guī)定調峰報價上限，但仍缺乏明確的購/售電機制。
我們啟動的是電力調峰輔助服務市場，但沒有出臺安徽省調頻輔助服務市場運營及管理準則。1、2、3、4月份深調費用比較高，均在1000萬以上，前8個月總計分調費用8409萬元。未來隨著準東直流滿送、區(qū)外來電增加及新能源進一步發(fā)展，調峰缺口有望進一步增加，但僅僅靠調峰還不足以彌補它的建設投資。
電源側我們認為它現在的主要問題還是在成本，尤其是目前處于新能源平價上網的關鍵期，儲能的投產，將加大新能源企業(yè)的成本壓力。
各位領導，專家，安徽院一直致力于打造儲能示范工程，近年來在電源側、電網側、用戶側均進行了一定儲能項目探索。未來儲能前景光明，在儲能電池不斷進步的同時，我院也希望通過打造儲能示范工程推動整個行業(yè)發(fā)展，忠心希望未來有機會跟各位深入的交流和合作，謝謝大家！
