中國儲能網訊：11月10-11日，由湖南省能源局指導，中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應用分會主辦的“第三屆全國電源側儲能技術及應用高層研討會”在長沙華天酒店召開。來自電網公司、設計院、系統(tǒng)集成商等領域的400余人參加了本次研討會。
會議期間，安徽省能源研究院/中國能源建設集團安徽省電力設計院有限公司張翔分享了主題報告《安徽省十四五儲能發(fā)展前景分析》。中國儲能網對其演講內容進行了梳理，并在此分享給大家，供大家學習、交流。演講內容如下：
張翔：各位專家，各位領導大家下午好，我是來自安徽省能源研究院的張翔。安徽省能源研究院是服務于安徽省發(fā)改委、能源局的咨詢和規(guī)劃類機構，今天主要是從我們規(guī)劃的角度談一談安徽省十四五儲能發(fā)展前景分析。
今天我的匯報分成四各部分，安徽省儲能發(fā)展現(xiàn)狀和儲能發(fā)展必要性、儲能發(fā)展前景分析、安徽省儲能發(fā)展的機遇和挑戰(zhàn)。
一、發(fā)展現(xiàn)狀，儲能發(fā)展規(guī)模和現(xiàn)狀以及儲能發(fā)展的環(huán)境。
抽水蓄能電站是安徽省目前的主要儲能資源，已建成3座抽蓄能電站，總裝機168萬千瓦。在建的還有兩個抽蓄能電站，總裝機300萬千瓦。
非水儲能電站方面，電源側、用戶側、電網側、氫儲能、壓縮空氣儲能。省內首個風電+儲能項目孫疃50MW風電場工程配置10MW-10MWh儲能電站，項目已于6月成功并網發(fā)電。用戶側包括光儲充一體化項目，廬江新能源儲能電站等；電網側暫時沒有電化學儲能電站投運；氫儲能是國內首個兆瓦級氫儲能項目，建設1MW分布式氫能綜合利用站，參與電網調峰；蕪湖500KW非補燃壓縮空氣儲能發(fā)電示范系統(tǒng)已成功并網。安徽省抽水蓄能電站資源豐富，參與本省和華東調頻輔助服務市場，調頻缺口比較小，儲能聯(lián)合火電調頻市場空間相對有限。用戶側儲能有海量、分散等特點，受制于安徽省目前缺乏相應的政策支持和電價空間，發(fā)展前景不明朗，未來需借助儲能技術進步和成本下降，在相關政策引導下不斷探索用戶側商業(yè)運營模式。未來安徽省儲能市場空間主要集中于新能源配套儲能和電網側儲能，用于解決新能源消納、電網調峰能力不足，地區(qū)負荷快速增長帶來的電網設施送電能力與需求不匹配，部分關鍵節(jié)點和通道組阻塞的問題，從目前看，安徽地區(qū)風電配置儲能主要是平抑新能源對電網供需平衡的影響，加速項目并網，屬企業(yè)自愿調峰責任，電網側儲能還需詳細落地政策支持。
安徽省目前化學儲能發(fā)展環(huán)境。從外部來說，儲能技術快速發(fā)展，儲能電池成本快速下降。從安徽省內部來說，安徽省抽蓄電站資源非常豐富，服務安徽與整個華東區(qū)域輔助服務市場，儲能聯(lián)合火電調頻市場空間相對有限。用戶側儲能有海量、分散的特點，受制于目前缺乏相應的政策支持和電價空間，發(fā)展前景不是特別明朗，未來需要借助儲能技術進步和成本下降，不斷探索發(fā)展模式。我們認為安徽省未來儲能市場發(fā)展空間主要是新能源配套儲能和電網側儲能，用于解決新能源消納、電網調峰能力不足、地區(qū)負荷快速增長帶來的電網設施送電能力與需求不匹配，部分關鍵節(jié)點和通道阻塞。
二、安徽省發(fā)展儲能的必要性
安徽省電源分布和電網特征分析以及發(fā)展儲能的必要性：
安徽省電源分布。安徽省16個地市，均是有光伏發(fā)電的項目，由于新能源消納問題，截至2019年底全省已并網風電分布在12個地市。全省超過一般的煤電裝機位于皖北。
安徽省電網的主要特征：1、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，4480萬千瓦，十三五前四年，全社會用電量、最大負荷年均增長8.8%、9.2%，其中用電量增速高出全國2.6個百分點。2019年人均用電量3603千瓦時，為全國人均用電量的69%，后續(xù)安徽省電力發(fā)展還有很大空間。
2、最大峰谷差逐年增大，從2010年起到2019年，安徽電網最大峰谷差基本上呈現(xiàn)逐年擴大的趨勢，2019年最大用電峰谷差1369.82萬千瓦，同比增長117.3萬千瓦。日內負荷呈現(xiàn)雙峰雙谷的特點。
發(fā)展儲能的必要性：首先是調峰資源和措施單一，截止到2019年底，安徽省全社會裝機容量7395萬千瓦，其中水電345萬千瓦、火電5521萬千瓦，風電274萬千瓦，光伏1254萬千瓦。安徽省省內裝機以燃煤為主，占比將近70%，調峰資源和措施相對比較單一，電力系統(tǒng)整體調節(jié)能力不足。
全省新能源消納形勢嚴峻，近年來在我們新能源大發(fā)期間，火電機組調峰能力達到了極限的水平，春節(jié)、五一、國慶日負荷低谷的時間，全省出現(xiàn)了新能源消納的風險，為保障新能源全額消納，省內多次采取火電機小開機方式，非統(tǒng)調電源參與調峰、爭取華東調峰互助互濟。電網調峰形勢日益緊張。
另外局部地區(qū)消納現(xiàn)狀，受新能源大發(fā)展影響，出現(xiàn)多個500千伏輸電通道潮流重載、滿載。
三、安徽省儲能發(fā)展前景分析
十四五期間安徽省調峰缺口分析、調峰電源設想、初步的建議。
十四五調峰缺口分析，因為之前我們做過安徽省十四五能源發(fā)展規(guī)劃的思路研究，在涉及到電源規(guī)劃這塊，有以下結果，調峰電源，十四五規(guī)劃大約是160萬KW燃機，抽蓄468萬KW，可再生能源光伏、風電、生物質分別達到1854萬KW、500萬KW、250萬KW。還有煤電+區(qū)外來電1500萬KW，這還是比較理想的情況，里面其實有相當大的不確定性。結合歷史特征、經濟社會發(fā)展要素，預測了2020到2025年全年的最高負荷。然后結合負荷特性、新能源出力和電源規(guī)劃等邊界條件得到初步的調峰結果。春節(jié)調峰缺口最大，秋季其次，全省調峰缺口達到400萬KW。
如何填補巨大的調峰缺口。在儲能方面，確立怎樣的技術路線。我們參考國外的研究團隊，計算了抽蓄、鋰離子電池、全釩液流電池和鉛碳電池，在調峰、二次調頻和峰谷套利3種應用場景的全生命周期平準化成本，分析了不同技術在未來的成本競爭力。以二次調頻為例，特點是放電時間短、充放循環(huán)頻繁，大規(guī)模運行并且不需要快速響應，這使地理條件優(yōu)越的抽蓄非常適用。根據計算結果，抽蓄在2015年的LCOS最低，原因是使用壽命超過30年，年循環(huán)多達1000次，盡管其投資成本比較高。但隨著電池技術的投資成本不斷降低，到2030年可以預計看到鋰離子電池和全釩液流電池在成本上的優(yōu)勢。
峰谷套利和調峰的結果，總的來看，電池技術在2025年以后的大多數應用場景中展現(xiàn)最低LCOS的可能性最高，到2030年鋰離子電池在大多數應用最具成本效益的。隨著投資成本的不斷降低，鋰離子電池可以在長放電持續(xù)時間下取代抽蓄，到2030年成為大多數應用模型中最具成本效益的技術。
回到安徽省調峰缺口問題，考慮到安徽省豐富的抽蓄站址資源，抽蓄、電化學儲能是未來一定時期內填補省內調峰缺口主要手段。
安徽打造長三角千萬千瓦級綠色儲能基地，安徽抽蓄站址資源豐富，抽蓄主要分布在皖中六安、安慶和皖南地區(qū)，但是抽蓄與新能源分別布置在電網兩端，不能有效解決新能源大規(guī)模接入導致的局部消納問題。抽水蓄能、電化學兩種調峰電源應按照“集中+分散”兼容并濟、共同發(fā)展的模式，抽水蓄能集中開發(fā)，電化學儲能靈活機動按需分散配置。
電化學儲能布局建議，一種是解決新能源消納，皖北區(qū)域來看，應該優(yōu)先把解決新能源消納的儲能放在皖北地區(qū)，起到促進可再生能源消納，延緩電網設備升級等雙重作用，實現(xiàn)儲能功效最大化。局部區(qū)域建設一定容量的受端儲能電站，解決電網局部供電能力不足，延緩設備升級改造等問題。
六安市是安徽省新能源比例最高的城市，另外宿州、阜陽，淮南、淮北等皖北地區(qū)，都有進行解決新能源消納的儲能布點。另外我們在合肥和蕪湖也考慮了相應的布點，解決主變重載、延緩設備升級的作用。
四、安徽省儲能發(fā)展的機遇和挑戰(zhàn)
儲能發(fā)展機遇。2019年安徽省風電、光伏裝機分別是274MW和1254MW，經過初步測算到2025年風電、光伏裝機預計是500MW和1854MW。新能源隨機性、間隙性、低轉動慣量等給電力系統(tǒng)帶來影響，高比例介入電網后會增加電網的負擔。因此考慮儲能大規(guī)模應用，可以平滑新能源出力，削峰填谷。
面臨機遇第二點就是有政策利好。國家層面，從2017年到今年陸續(xù)頒布了不少政策，《關于促進儲能技術和產業(yè)發(fā)展的指導意見》，《關于促進儲能技術與產業(yè)發(fā)展的指導意見2019-2020 年行動計劃》、《關于做好2020年能源安全保障工作的指導意見》等都是有非常好的指導作用。華東層面，新版“兩個細則”根據國家相關政策文件要求和華東電網運行實際需求，對相關輔助服務和并網運行考核項目進行修改完善?！蛾P于安徽電力調峰輔助服務市場轉入試運行的通知》明確獨立電儲能設施可以作為安徽電力調峰輔助服務市場主體?！蛾P于公開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》明確電儲能既可以在電源側，也可以在負荷側，或者是共用電儲能；三側均可以參與安徽電力調峰輔助服務市場，深度調峰調用時，電儲能與燃煤火電及組同臺競爭，相同報價優(yōu)先調用電儲能?！蛾P于公開征求電化學儲能電站參與華東區(qū)域“兩個細則”規(guī)則條款意見的公告》，規(guī)定電源側、負荷側儲能可以從電源側、負荷側獨立出來，按照獨立電儲能方式參與輔助服務補償。
儲能技術進步和成本下降趨勢是不變的，我們做了初步的大的預測，預測了集中調峰資源，從2020年到2030年大致的功率成本變化趨勢。抽蓄由于考慮到非技術成本的增加，遠期的建設成本會有所上升，從2100元提升到2400元。天氣然調峰考慮到主機設備國產化進程加速，會從2100元下降到1600元，火電靈活性改造約600元，是四類技術中最低的，但受電廠本身靈活性改造空間的制約，電化學儲能不斷降低，2035年功率成本可能降到900元每千瓦以下。
目前安徽省儲能發(fā)展面臨的挑戰(zhàn)，從電源側、電網側、用戶側做了總結。首先電源側提到了目前上的風儲項目，為平抑新能源對電網供需平衡的影響，加速項目并網，屬企業(yè)自愿調峰責任，電化學儲能成本依然偏高，以我省的電源側風場配置儲能電站為例，若按照20%容量1小時規(guī)模測算，電化學儲能也占到系統(tǒng)總成本的6%左右。電網側，電力市場改革還在推進中，儲能參與電力市場交易獲得補償的機制尚未建立。用戶側，峰谷套利，這跟峰谷價差非常大的關系，7、8、9三個月價格在0.56到0.61元之間，這樣的價差還是難以達到對于用戶側平衡的水平。
最后列舉了一些電網側、電源側、用戶側，關于促進儲能發(fā)展的建議。電網側，基于電網側儲能稅收、調度方面的支持政策；合理定位儲能電站，制訂完善的電價政策；出臺安徽省調頻輔助服務政策，建立調頻輔助服務市場。電源側儲能政策建議，出臺相關光儲、風儲激勵政策，給予配置儲能的項目上網電價適當上浮，將儲能作為新能源資源配置時的考慮因素，提高新能源側儲能政策的靈活性，特殊時段可以轉變?yōu)榫W側儲能設備，增加儲能電站額外收益，鼓勵投資主體多元化，鼓勵發(fā)電商、電網公司、用戶端、第三方獨立儲能企業(yè)等有條件的投資方投資建設儲能裝置。對于建設儲能項目的火電企業(yè)，經驗收合格后，每年給予一定發(fā)電量計劃獎勵。用戶側，通過擴價差、增段數的方式，在不影響常規(guī)用戶用電成本的前提下，釋放用戶側儲能市場空間，提升用戶儲能收益，提高用戶側儲能政策的靈活性，在一定規(guī)則下，可以參與市場化的電力輔助服務，進一步挖掘電動汽車儲能方面的潛力。
謝謝大家。
