9月24—26日，第十届中国国际储能大会在深圳鹏瑞莱佛士酒店召开。此次大会主题是“共建储能生态链，开启应用新时代”。 来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的1621人参加了本届大会。
在24日下午的“储能电站规划与设计”专场，中国能源安徽省电力设计院有限公司/安徽省能源研究院电力规划中心副主任孟祥娟享了主题报告《安徽省储能市场化应用的机遇和挑战》。会务组对发言人的演讲速记做了梳理，方便大家会后交流、学习，以下是速记全文：
孟祥娟：我是来自安徽省电力设计院的孟祥娟，目前任职的目标是安徽省能源研究院，非常感谢主办方为我们提供这样一个机会，向各位领导专家汇报一下我们在储能领域所做的一些工作和想法。
我汇报的题目是：安徽省储能市场化应用的机遇和挑战。报告分四部分：储能的发展现状及需求、发展机遇、问题和挑战、我院在储能项目方面一些进展。
先介绍一下安徽省储能发展的现况。
安徽省的储能主要是以抽水蓄能电站为主，目前已投产有3座，在建的2座，在建绩溪已投4台机，目前安徽省抽水蓄能装机规模288万千瓦。其他的储能项目主要包括：风电场侧已经投产的有华润濉溪孙疃、华能蒙城配套储能项目，用户侧目前已经并网的是光储一体化，还有光储微电网。初步统计已经投产10MW/30MWh，最大的用户侧储能庐江国轩75MW/300MWh也已建设完成。电网侧目前已经并网的是压缩空气储能一个，在推进六安1MW氢能综合电站项目。
安徽省在可再生能源方面，总装机占比达到总装机能量的28%，其中光伏占比最大，大约达到17%，其次是水、风、生物质。水、风、光、生物质品种比较齐备，2019年安徽省光伏装机达到全国第五，生物质发电装机全国第二名。近几年安徽省快速发展，2017年光伏呈现爆发式增长，2017年光伏增速达到205%，到2019年光伏总规模1254万，风电274万千瓦。
分地区看，考虑已经投产和在建的项目，在建的主要是风电，我们有八个地市新能源装机总规模是100万千万以上，占全省总装机规模77.5%。从装机渗透率来看，六安、宿州等地市比较高，在40%以上。分区域看，皖北、皖中新能源装机总规模达到87%。
我们对安徽电网的特点进行了总结分析，第一个特点是用电需求增长快，峰谷差逐年增大。
“十三五”以来，受国家中部振兴战略和安徽省承接产业转移影响，全省电力需求增长较快，2019年，安徽全社会用电量、最大负荷分别为2300亿千瓦时、4480千瓦时。“十三五”前四年的增速分别达到8.8%和9.2%，用电量增速高出全国2.6个百分点，在如此快的增长速度下，但我们的人均用电量仅是全国平均水平的69%，随着长三角一体化的深入发展，预计我省在“十四五”期间用电需求也将保持中高速的增长态势。峰谷差呈现逐年增大趋势，2019年最大用电峰谷差1369.82万千瓦，同比增加117.3万千瓦。从负荷特性来看，4-10月是我省的负荷低谷时段，同时中午12-14点是负荷次低谷时段，而我省新能源以光伏为主，造成春秋季时调峰压力比较大。
从调峰措施看，安徽省的装机是以燃煤发电为主，装机占比接近达到70%，而我省抽水蓄能资源虽然比较丰富，但基本有华东统一调度，一半分给我省使用。调峰资源和措施相对单一，电力系统整体的调节能力略有不足。
第三个特点是电源装机分布相对比较集中。全省73%的煤电装机、87%的新能源在皖北和皖中。
介绍一下我省的新能源消纳整体情况，2019年安徽电网新能源消纳压力空前，去年五一还有国庆等节日负荷低谷时段多次出现了新能源消纳的风险，采取了多种措施保消纳。在2020年受疫情影响，用电需求大减，1-5月新能源发电量增幅达到25.9%，新能源月均最大负荷达到821万千瓦，安徽电网调峰问题凸出。受新能源大发影响，全省多个500千伏输电通道潮流重载、满载。
结合安徽省调峰电源、区外来电及新能源发展情况，初步测算，“十四五”调峰缺口至少在百万千瓦。在如此大的调控缺口下，如何保证全省的新能源消纳安全，我们有如下设想。
首先考虑“十四五”期间，在目前的天然气价格下，电价至少在0.6元/kWh，可保障调峰电站盈亏平衡。安徽省目前尚没有理顺天然气发电价格，天然气发电规模将受到一定限制。抽水蓄能建设时间比较长，一次性投资大，对建设条件要求高，因此，“十四五”期间除金寨、绩溪外，其余不具备投产条件，“十四五”期间我省调峰缺口主要靠电化学储能、省间互济等方式解决。
从长远发展来看，安徽省抽水蓄能站址资源丰富，我省拟打造长三角绿色储能基地，保障华东区域电网安全运行。同时安徽省抽水蓄能主要分布在皖中的六安、安庆及皖南地区，与煤电、新能源分布在电网两端，因此，发展电化学储能有助于解决局部地区新能源消纳问题。远期抽水蓄能、电化学储能宜采取“集中+分散”兼容互济、共同发展的模式。抽水蓄能集中开发，电化学储能按需配置。
下面介绍一下安徽电化学储能发展机遇。
新能源的持续发展必然会带动储能的发展。当前，安徽非化石能源占一次能源消费比重7.2%，2025年比重要达到9%以上。根据相关机构预测2050年全国非化学能源占一次能源消费比重超过50%，最新又提出2060年中国要实现碳中和。能源结构的调整给新能源带来发展机遇的同时，也必将带动储能的发展。
另外一个方面，政策方面也是在持续的推动储能的发展。
国家层面，2017年出台了《关于促进储能技术和产业发展的指导意见》，这是第一个国家级的政策。2019年、2020年也陆续出台了相关指导意见，2020年《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》中提出要加大储能的利用力度加大储能发展力度。研究实施促进储能技术与产业发展的政策，积极探索储能技术模式和商业模式，开展储能示范项目征集与评选，建立健全储能标准体系和信息化平台。
从华东层面看和安徽层面看。华东区域出台了“两个细则”。安徽层面去年出台了关于安徽电力调峰辅助服务市场转入试运行的通知，今年出台了安徽征求对电化学储能电站参与安徽电力调峰辅助服务市场规则条款意见的公告，公告中指出电源侧、负荷侧、电网侧均可以参与到调峰辅助市场中，并且对电价进行了说明，调峰的上限是0.8元/每千瓦时。
另外讲一个政策，今年7月1号正式开始实施的《电力系统安全稳定导则》，这个国家标准指出必要时要配备燃气、抽水蓄能或者电化学储能等一系列措施来提高调节能力。同时提出所有电源均要具备调频、调峰、快速调压功能，导则的实施势必提高新能源侧储能的发展速度。
储能的技术进步和成本下降的趋势是不会改变的。受电动汽车和储能产业的推动，以锂离子电池为代表的化学储能技术综合性能快速提升。2015-2019年间，锂离子电池系统初始投资成本下降超过50%，循环次数提升至3000-5000次，度电成本降低至0.6-0.8元。未来随着技术进步及需求量增加，储能价格有望持续下降。
三、问题和挑战。
分用户侧、电源侧、电网侧分别介绍。
首先是用户侧，用户侧主要的盈利模式是峰谷套利，现在出了新的辅助服务市场，从峰谷套利角度看，安徽省是工商业及其他用电峰谷价差7、8、9三个月在0.56-0.61之间，其他月份在0.51-0.55之间，峰谷价差较小，给到用户的盈利空间比较有限。从全省的电价峰谷时段来看，9：00-12：00是高峰时段，12：00-17：00是平段，11：00-14：00光伏大发时段，也是我们省新能源消纳困难的时段，如果用户侧储储能在中午时段进行放电，对新能源的消纳情况是不利的。
电网侧看，2019年出台的《输配电定价成本监审办法》，电网侧储能不纳入输配电价，导致电网侧储能建设进度放缓。我省出台的新政策中，规定调峰报价上限，但仍缺乏明确的购/售电机制。
我们启动的是电力调峰辅助服务市场，但没有出台安徽省调频辅助服务市场运营及管理准则。1、2、3、4月份深调费用比较高，均在1000万以上，前8个月总计分调费用8409万元。未来随着准东直流满送、区外来电增加及新能源进一步发展，调峰缺口有望进一步增加，但仅仅靠调峰还不足以弥补它的建设投资。
电源侧我们认为它现在的主要问题还是在成本，尤其是目前处于新能源平价上网的关键期，储能的投产，将加大新能源企业的成本压力。
各位领导，专家，安徽院一直致力于打造储能示范工程，近年来在电源侧、电网侧、用户侧均进行了一定储能项目探索。未来储能前景光明，在储能电池不断进步的同时，我院也希望通过打造储能示范工程推动整个行业发展，忠心希望未来有机会跟各位深入的交流和合作，谢谢大家！
