中国储能网讯：2020年7月25-26日，由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会联合江苏省电机工程学会可再生能源专委会、国网江苏省电力公司电力科学研究院、国网江苏综合能源服务有限公司、中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司等单位共同主办的“第四届全国电网侧暨用户侧储能技术应用高层研讨会”在南京召开。

25日下午，中国能源建设集团安徽省电力设计院有限公司/安徽省能源研究电力规划中心副主任孙健在会上分享了主题报告《新能源+储能技术研究及安徽应用前景分析》，以下为整理后的演讲速记：

孙健：各位专家，各位领导，下午好！我是来自安徽省电力设计院的孙健，能源研究院是我院在能源主管部门指导下成立的研究机构。非常感谢主办方给我们这样一个机会，向各位专家领导汇报我们的一些工作，我们在储能方面是一个后进生，但是我们一直很关注这个领域，所以说我们做了一点点工作，向各位来做一个报告，希望各位领导和专家以后有机会和我们接触的时候可以向我们不吝赐教。

我的报告分四个部分：安徽储能发展情况；安徽省新能源+储能应用前景分析；风储技术研究及案例简介；几点思考。

一、储能的发展情况

发展现状和存在的问题，安徽实际上最重要的一个储能形式是抽水蓄能，安徽的抽水蓄能建成的量、在建的量、规划的量都是比较大的，加在一起是一个超过千万级的绿色储能基地。相对于抽水蓄能来讲，安徽的化学储能发展相对偏慢，当然这主要是跟广东、江苏等发达地区来比。

发展现状。我们在前一段时间了解投运过的一些储能电站，并不多。当然现在还有一些谋划的储能电站，包括风电+储能的这样一个形式。但是这个很多还都没有落地。

存在的问题。我们认为，一是缺乏可行的商业模式，这主要是跟我们电力市场的建设速度有一定关系的。二是没有出台相关的支持性政策。实际上我们认为国内大部分的省份所谓支持储能发展的政策，都是没有深入，没有到切实操作阶段的。三是储能成本，在政策很明确可行的用户侧，储能成本没有达到盈利要求，安徽大工业用电峰谷电价是0.5元到0.6元左右。

二、新能源+储能应用前景分析

（一）安徽可再生能源发展的基本情况

到2019年，在装机结构里面，可再生能源在安徽已经达到28%，其中光伏最大，已经达到17%，可再生能源总发电量达到11%，光伏装机是全国第五，生物质发电是全国第二。

从“十三五”期间光伏的装机曲线可以看出，2016年开始大幅上升，一直到2019年已经到了1254万千瓦。主要的分布区间偏向皖中、皖北。风电相对慢一些，2019年是274万千瓦，主要分布在皖中的滁州、安庆，还有皖北地区。

新能源在各地区的渗透率，往往决定了电网调节的压力，典型的就是六安，新能源最大渗透率已经超过80%。从渗透率可以估计，安徽很多地市电网调节压力可能比较大，本图从左到右的地市基本上是安徽从北到南的地市分布，可以看得出来皖北、皖中的渗透率相对高。

（二）安徽电网的特点

以淮河、长江为界，将全省分为皖北、皖中和皖南，500千伏网架形成“四纵四横”架构，出省的断面基本上是在皖南地区，基本上电力流是从北往南。

安徽电网的负荷特点，每天中午11点左右、晚上9点左右有两个峰，这个峰之间有相对的谷。季节上看，春秋季负荷比夏季的差距是比较大的，仅在55%左右。

安徽其实还是缺电的，但是是缺电力不缺电量，在夏季高峰负荷比较大的时候，对华东以及外部授进依赖比较大。

（三）新能源+储能在电网中的应用分析

在整个安徽电网的情况看下来，常规电源再加上新能源之后，和负荷之间的平衡就会有一些问题，尤其是在春季的时候，整体负荷比较低，晚峰负荷在2200万千瓦左右，中午负荷在1700万千瓦左右，如果此时光伏出力超过600万千瓦，电网调节能力就可能会有问题。

平衡表基本能看出，计算口径上平衡是面临缺口的，在春季和秋季的时候缺口可能会达到有300多万。实际上节假日会更低，形成的缺口更大，电网也更难调节。

单纯将典型日做平衡，可能不能够看出来全年弃电量或者是整个电网理论上损失的条件到底有多少。我们研究建立过一个模型，将历史负荷曲线、新能源发电曲线、外电曲线以及模拟机组开机统一考虑，计算得到电网理论弃电量超过2%。实际与我们的理论计算有差异，现在安徽是全额消纳的，得益于三点，一是火电机组的调控能力提升，二是新能源发电预测，精准预测和负荷做好匹配，实际上还有一定的运气成分，三是省际间支援。通过这些工作，我省电网公司调度部门基本实现了全额消纳，很不容易。

综上所述，第一，新能源+储能有非常大的需求空间；第二，皖北皖中有相对迫切的需求，在合肥中心附近也可以考虑；第三，从能量上来讲，需求的量级还是比较大的。

三、风储技术研究及案例简介

（一）项目简介

跟大家简单报告一下我院在所做的储能案例。

刚刚所讲的整个电网的基本情况，都是风电+储能背景的一个延伸。在2018年底的时候，风电的建成规模虽然是246万，但是开展前期工作的项目非常多，业主非常积极地申报。虽然大家知道实际不可能建成这么多，但是因为有这个情况，所以担心风电大量同期并网。

我院设计的华润濉溪孙疃50MW风电场，已经建成投运了。

（二）设计方案分享

风电场功率选择，我们在设计时，储能和风电场功率设计和容量联合计算，又结合了春季中午调频压力紧张大概一到两个小时，初步确定10MW/10MWh的标准，并向主管部门沟通确定。

总体建设规模。设计容量为10MW/10WMh，由5台2MWh储能电池单元和相应的功率升压一体机。

调度关系。正常情况下当系统频率没有越限，AGC处于正常工作状态，AGC根据接收到的电网调度指令，通过站控层环网交换机发送给能量管理系统（EMS），控制储能电站的充/放电，一次调频系统不工作。逻当频率越限时，一次调频系统自动起动，并闭锁AGC装置调节储能部分的功能，一次调频系统通过站控层环网交换机，调节PCS从而控制储能电站的充放电。当频率恢复正常时，一次调频系统自动退出运行，并解锁AGC装置调节储能部分的功能，由AGC控制储能电站的运行状态。

电池选用的是磷酸铁锂。

场站里面配相应的EMS能量管理系统。

四、几点思考

下面讲一下，我们自己在研究工作时候的一点点思考。

（一）风电场内的储能能否集中调控。

风电场侧的储能理论上由风电场做调控，应该是跟风电场一起运行的，但这样的话对整个电网调控起到的作用是有限的，我们在更高的面向全网需求的视角，建立一个储能调用曲线。从全网优化的角度来看，储能装机总量大概在20万左右，理论可以优化非常多的电力，可以使全网弃电大幅降低。

（二）抽水蓄能和化学储能比较

因为安徽抽水蓄能比较多，是否在抽水蓄能很多的情况下建设化学储能有没有那么强的必要性？到底它跟抽水蓄能的差异在哪里？实际上我们认为有两点。

第一，区位分布。安徽的抽水蓄能分布在皖南和皖中，从电网空间匹配角度来讲，还有调节能力来讲，实际上都是希望在皖北有一些可调节的电源。

第二，成本差距。抽水蓄能装机成本达到5—6元，容量成本达到0.8元/Wh，成本并不低。我们认为考虑投资的时候，考虑全生命周期是一个比较好的分析方法。从平准化度电成本来看抽水蓄能仅0.2~0.25元/度，但是我个人认为还应该考虑几个因素。一是抽水蓄能最起码是运行50年，如果按这个来算的话肯定是比较低的。但实际到疏导成本时不可能按照50年收回，一般是按照20年以内，8%的市盈率收回成本。二是抽水蓄能建设的时间比较长。从开工开始8年建成，光建设期的总投资就是静态投资的1.2倍，财务成本太高。三是，储能成本下降，刚刚专家也预计了到2025年的时候成本会降低50%。抽水蓄能建设期长达8年，现在正在建的，等建成可能已经到“十四五”以后了，那时抽水蓄能即便能量应用的场景也有可能和化学储能的充电持平。当然，抽水蓄能有它的安全、长期的优势，不再细说。

（三）几点体会

现在新能源+配置储能的方式，我们认为仍然是计划方式，就像刚刚唐总说的确实没有市场优势，这个是强加给新能源场站的责任。但是从我们国家的政策方向来讲，从储能的商业模式与电力市场后续发展方向一致。

储能功能就是提供能量、容量、功率等，我们认为这些功能就是电力的按需搬运，所以，电力市场必须能够很灵活实现电力的时间价值，还需要更灵活的电力价格政策，市场参与方要足够开放，市场规则要积极支持储能的发展。

储能的加入，使新能源对电网更友好。我们认为新能源侧、电网侧、用户侧储能，都是在电网里面运行的电力元件，对于整网的影响是共通的，在未来新能源+储能能够和独立的电网侧储能实现同样功能的情况下，理应共享同样的市场。

（四）几点建议

在储能向比较大的电力市场方向发展过程当中，我们认为有几点：

1.更开放的模式可能更有优势，在新能源渗透率比较高的区域，用分摊成本的建设方式，共担责任。

2.大规模独立储能电站更易管理。

3.储能和抽水蓄能会逐步开始在能量用途上竞争。

4.积极争取参与调峰、调频、容量市场来回收储能的成本。

汇报完毕，谢谢大家！