中国储能网讯：2021年由湖南省工业和信息化厅、湖南省商务厅、长沙市人民政府、中国化学与物理电源行业协会联合主办，100余家机构共同支持的湖南（长沙）电池博览会暨首届中国国际新型储能技术及工程应用大会在长沙圣爵菲斯大酒店召开。此次大会主题是“新储能、新动力、新发展”。

会后，为了能让参会代表有更深入的行业交流，小编经过演讲专家本人同意和审核，将演讲专家的速记整理如下：

张翔：各位嘉宾，我的汇报题目是《双碳目标下安徽省新型储能发展前景研究》。

汇报内容分为四块，首先是安徽省储能发展现状，其次是安徽省储能发展必要性，然后分析安徽省储能发展规模，最后是储能发展机遇和挑战。

一、储能发展现状

今年10月，国务院印发了2030年前碳达峰行动方案，其中提出能源低碳转型，建设新型电力系统，包括积极建设新能源加储能，源网荷储一体化，多能互补，支持分布式能源合理配置储能系统等等。

首先简单介绍一下安徽省储能发展的总体情况。

截止去年年底，安徽省已经投产的储水蓄能电站4座，总装机容量达到348万千瓦，占储能总装机比重达到93%以上。新型储能方面主要集中在风电场侧以及用户侧，容量大约是235兆瓦，其中电化学储能占据绝对主导地位。另外安徽还有氢储能、压缩空气储能等等。

安徽省抽水蓄能资源站址资源比较丰富，目前我们已经投产的包括响水涧、琅琊山、响洪甸和绩溪共4座电站，总装机容量达到348万千瓦。在建金寨和桐城两座抽蓄电站，装机容量达到248万千瓦，还有9座规划抽水蓄能电站装机容量达到1800万千瓦。

来看新型储能的发展情况

2018年安徽省核准风电项目时，按照20%乘一小时进行。投运10余个风电储能项目，规模合计大概在160兆瓦时。在用户侧有包括安徽庐江国轩新能源 75兆瓦/300兆瓦时储能电站，主要为区域电网提供调峰支撑，降低电网的尖峰投资，以及提升电网的运行灵活性。

网侧，目前安徽省没有投运的电化学储能电站，安徽六安金寨的百兆瓦储能示范项目正在推进。国网六安建设了兆瓦级的氢能综合利用站，利用可再生能源发电再电解水制氢，然后再进行氢能发电，可实现可再生能源最大程度的储存利用，推进电制氢以及多能互补自愈式微电网技术应用。

芜湖0.5兆瓦压缩空气储能电站示范项目主要用于验证热储能加压缩空气储能混合储能系统的技术路线、整体效率以及实际运行效果。

接下来聊聊安徽省需要发展储能的必要性。

来看安徽省储能发展的内外部环境。外部环境主要是电化学储能技术进步以及系统成本的快速下降。

从内部来说包括以下几点，首先安徽省的抽水蓄能资源比较丰富可满足省内一定调峰跟调频的需求。未来随着电力现货市场的推进，火电联合储能的联合调频市场，在安徽省或具有一定的发展前景。

用户侧储能发展主要受电价政策，以及储能系统成本下降的影响。在目前安徽省电价空间下，我们认为还需要进一步借助储能技术进步，成本下降，辅以政策引导用户侧多元化的商业运营模式。

安徽省的储能市场空间，未来主要集中在新能源配套储能以及电网侧储能，主要用于解决新能源消纳以及电网调峰能力不足的问题，以及部分区域电网负荷快速增长，带来的电网负荷、输送能力以及需求不匹配，还有部分关键节点通道堵塞等问题。

电网侧储能项目需要更多的细化落地政策来进行支持和支撑。

安徽省能源结构中，可再生能源占比达到31.6%，排在第一位的是光伏发电，其次是水电、风电和生物质。近几年安徽省的新能源发展迅速，在2017年光伏迎来一个爆发式的增长，到2020年末全省的光伏装机达到1369万千瓦，风电达到411万。

来看安徽省电源装机的分布情况。

安徽省电源装机区域性特征是非常明显的。煤电叠加新能源，安徽目前安徽省内目前87%的新能源装机和73%的煤电装机都集中在长江以北地区来。

安徽省电网负荷的特征主要包括两点，一用电需求增长非常快，还有峰谷差逐年扩大。从分月来看用电高峰主要集中在冬季以及夏季。每年的4月份、10月份是负荷低谷。如果从季节曲线来看，春秋季曲线明显低于冬季和夏季。

结合新能源出力，可以很自然的联想到在春季，尤其是春季的中午时分，面临非常大的调峰压力。为了应对新能源消纳的难题，火电开机容量仅达到2280万千瓦，火电参与深度调峰。

安徽省发展储能原因包括两点：第一，全省新能源的消纳形势依然非常严峻，第二调峰资源紧缺。

从整体来看，在今年新能源大发的时间，全省火电机组调峰能力已达极限情况。

第二点是我们的调峰资源比较紧缺。在安徽省以燃煤发电为主的电源结构里面，除掉抽水蓄能，其他可调峰资源紧缺，电力系统整体的调节能力相对来说不足。

因此随着新能源的装机，以及外来电规模的进一步增加，在十四五期间安徽省的全省调峰压力会进一步增大。为保障新能源消纳，安徽省急需增加相应的调峰电源。

接下来分析一下储能发展规模。

在十四五期间，考虑到安徽省的风光发展装机规模，水电、抽蓄、燃机、煤电等电源的调峰作用，以及加快推受进直流外来电，到2025年我们测算调峰盈亏在数百万千瓦级。

有哪些可选调峰技术路线？安徽省受制于天然气资源禀赋，以及缺少相应的价格政策，十四五规划了一定规模的燃机调峰项目。安徽省煤电资源比较丰富，具备开展机组灵活性改造参与调峰的基础条件。从储能的角度来说，安徽省调峰主要依靠抽水蓄能加新型储能。

参考右下角文献，在调峰应用场景，在2050年之前抽蓄和锂离子电池具有成本优势的。考虑到安徽省丰富的抽水蓄能站址资源，我们认为抽水蓄能和以锂离子电池为主的电化学储能，是未来一定时期内填补省内调峰缺口的主要手段。

电化学储能的主要优势集中在能量密度比较大，系统效率高，并且建设周期短。相应的，缺点主要是它的规模相对较小，寿命比较短，安全性也有待提升。而抽水蓄能，它的优点是规模大，放电时间长，运行年限时间也长，也更加安全，但是它的建设周期很长5到8年，并且对选址要求也非常高。

安徽省抽水蓄能主要分布在皖中以及皖南地区，但是新能源装机大多分布在安徽省北部，抽水蓄能和新能源分布的错位导致抽水蓄能无法有效的满足新能源大规模接入带来的局部消纳问题。

我们认为抽水蓄能和电化学储能这两种调峰电源方式，应该按照一个兼容互济、共同发展的模式，其中抽水蓄能采取集中开发，电化学储能根据实际需求进行灵活和分散的配置。

保守预计到十四五末，安徽省新型储能装机规模是在200万千瓦以上，这是一个很保守水平。根据电力规划，十四五期间新能源的增量大概是1420万千瓦，我们按照取最低下限10%来配置的话，新能源配套的储能增量就已经在142万千瓦以上。电网侧目前在开展前期工作的规模可能也在百万千瓦左右。随着分时电价，以及电力现货市场不断推进，用户侧储能蓄势待发。

第四部分聊一聊储能发展的机遇和挑战。

2021年国家相继发布了一些新型储能发展的重磅政策，这里不再细说。

在新型储能的指导意见里面，电源侧储能提出是“大力推进”，电网侧储能是“积极推动”，用户侧储能是“积极支持”。另外在关于鼓励可再生能源发电企业自建或者购买调峰能力增加并网规模的通知里，对于发电企业自主运营的调峰和储能项目，认为它也是可以作为市场主体来参与电力市场。

对于，风光配套储能项目，可以考虑在新能源发展的聚集地区来布局集中式的储能电站，考虑共享或者租赁式的市场化收益方式。挑战方面从新能源项目本身来说，配备储能之后，在竞争性配置，并网时序，保障性利用小时数方面需要政策进一步进行明确。另外在储能方面，包括储能的充放电价，调度运行，还有如何参加电力辅助服务这些方面的政策需要进一步明确。在火储联合调频方面的话，随着新能源大规模的发展，需要优质调频资源来进行调节的。另外一方面，随着电力现货市场工作的推进，也为火电联合调频项目提供了市场空间。挑战是行电力进行调频辅助收益测算主要参照华东区域的两个细则，目前安徽省只有调峰细则。收益的可持续性和政策稳定性存在一定不确定性。

对于网侧储能的价格机制，《指导意见》提出建立电网侧独立储能的容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场。研究探索将电网替代性的储能设施成本，可以纳入到输配电价进行回收。这也是十四五期间电网侧储能发展最主要的机遇所在。另一方面，社会资本投资电网侧储能，选址布局需要规划进行支撑和引导。

用户侧储能机遇主要体现在峰谷电价差不断的拉大，今年发改委发布关于进一步完善分时电价机制的通知，跟进省市的峰谷电价差已有较显著拉大，对于工商业用户侧储能来说是重大的利好。华中能监局最近发布的关于新型市场主体可以参与华中电力调峰辅助服务市场的规则，把之前参与调峰辅助服务市场的主体，由电源侧进一步延展到了负荷侧。

在关于进一步深化燃煤发电机组上网电价的市场化改革通知中，提出一条政策，有解读认为，电力现货市场没有运行的地方，根据市场交易来进行削峰填谷产生的收益会不低于分时电价机制下产生的收益，这样在电力现货市场还未运行的地方，给投资者增加了信心。

我的汇报主要就是这些，请大家批评指正。