11月10-11日，由湖南省能源局指导，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会主办的“第三届届全国电源侧储能技术及应用高层研讨会”在长沙华天酒店召开。来自电网公司、设计院、系统集成商等领域的400余人参加了本次研讨会。
会议期间，安徽省能源研究院/中国能源建设集团安徽省电力设计院有限公司张翔分享了主题报告《安徽省十四五储能发展前景分析》。
张翔：各位专家，各位领导大家下午好，我是来自安徽省能源研究院的张翔。安徽省能源研究院是服务于安徽省发改委、能源局的咨询和规划类机构，今天主要是从我们规划的角度谈一谈安徽省十四五储能发展前景分析。
今天我的汇报分成四各部分，安徽省储能发展现状和储能发展必要性、储能发展前景分析、安徽省储能发展的机遇和挑战。
一、发展现状，储能发展规模和现状以及储能发展的环境。
抽水蓄能电站是安徽省目前的主要储能资源，已建成3座抽蓄能电站，总装机168万千瓦。在建的还有两个抽蓄能电站，总装机300万千瓦。
非水储能电站方面，电源侧、用户侧、电网侧、氢储能、压缩空气储能。省内首个风电+储能项目孙疃50MW风电场工程配置10MW-10MWh储能电站，项目已于6月成功并网发电。用户侧包括光储充一体化项目，庐江新能源储能电站等；电网侧暂时没有电化学储能电站投运；氢储能是国内首个兆瓦级氢储能项目，建设1MW分布式氢能综合利用站，参与电网调峰；芜湖500KW非补燃压缩空气储能发电示范系统已成功并网。安徽省抽水蓄能电站资源丰富，参与本省和华东调频辅助服务市场，调频缺口比较小，储能联合火电调频市场空间相对有限。用户侧储能有海量、分散等特点，受制于安徽省目前缺乏相应的政策支持和电价空间，发展前景不明朗，未来需借助储能技术进步和成本下降，在相关政策引导下不断探索用户侧商业运营模式。未来安徽省储能市场空间主要集中于新能源配套储能和电网侧储能，用于解决新能源消纳、电网调峰能力不足，地区负荷快速增长带来的电网设施送电能力与需求不匹配，部分关键节点和通道组阻塞的问题，从目前看，安徽地区风电配置储能主要是平抑新能源对电网供需平衡的影响，加速项目并网，属企业自愿调峰责任，电网侧储能还需详细落地政策支持。
安徽省目前化学储能发展环境。从外部来说，储能技术快速发展，储能电池成本快速下降。从安徽省内部来说，安徽省抽蓄电站资源非常丰富，服务安徽与整个华东区域辅助服务市场，储能联合火电调频市场空间相对有限。用户侧储能有海量、分散的特点，受制于目前缺乏相应的政策支持和电价空间，发展前景不是特别明朗，未来需要借助储能技术进步和成本下降，不断探索发展模式。我们认为安徽省未来储能市场发展空间主要是新能源配套储能和电网侧储能，用于解决新能源消纳、电网调峰能力不足、地区负荷快速增长带来的电网设施送电能力与需求不匹配，部分关键节点和通道阻塞。
二、安徽省发展储能的必要性
安徽省电源分布和电网特征分析以及发展储能的必要性：
安徽省电源分布。安徽省16个地市，均是有光伏发电的项目，由于新能源消纳问题，截至2019年底全省已并网风电分布在12个地市。全省超过一般的煤电装机位于皖北。
安徽省电网的主要特征：1、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，4480万千瓦，十三五前四年，全社会用电量、最大负荷年均增长8.8%、9.2%，其中用电量增速高出全国2.6个百分点。2019年人均用电量3603千瓦时，为全国人均用电量的69%，后续安徽省电力发展还有很大空间。
2、最大峰谷差逐年增大，从2010年起到2019年，安徽电网最大峰谷差基本上呈现逐年扩大的趋势，2019年最大用电峰谷差1369.82万千瓦，同比增长117.3万千瓦。日内负荷呈现双峰双谷的特点。
发展储能的必要性：首先是调峰资源和措施单一，截止到2019年底，安徽省全社会装机容量7395万千瓦，其中水电345万千瓦、火电5521万千瓦，风电274万千瓦，光伏1254万千瓦。安徽省省内装机以燃煤为主，占比将近70%，调峰资源和措施相对比较单一，电力系统整体调节能力不足。
全省新能源消纳形势严峻，近年来在我们新能源大发期间，火电机组调峰能力达到了极限的水平，春节、五一、国庆日负荷低谷的时间，全省出现了新能源消纳的风险，为保障新能源全额消纳，省内多次采取火电机小开机方式，非统调电源参与调峰、争取华东调峰互助互济。电网调峰形势日益紧张。
另外局部地区消纳现状，受新能源大发展影响，出现多个500千伏输电通道潮流重载、满载。
三、安徽省储能发展前景分析
十四五期间安徽省调峰缺口分析、调峰电源设想、初步的建议。
十四五调峰缺口分析，因为之前我们做过安徽省十四五能源发展规划的思路研究，在涉及到电源规划这块，有以下结果，调峰电源，十四五规划大约是160万KW燃机，抽蓄468万KW，可再生能源光伏、风电、生物质分别达到1854万KW、500万KW、250万KW。还有煤电+区外来电1500万KW，这还是比较理想的情况，里面其实有相当大的不确定性。结合历史特征、经济社会发展要素，预测了2020到2025年全年的最高负荷。然后结合负荷特性、新能源出力和电源规划等边界条件得到初步的调峰结果。春节调峰缺口最大，秋季其次，全省调峰缺口达到400万KW。
如何填补巨大的调峰缺口。在储能方面，确立怎样的技术路线。我们参考国外的研究团队，计算了抽蓄、锂离子电池、全钒液流电池和铅碳电池，在调峰、二次调频和峰谷套利3种应用场景的全生命周期平准化成本，分析了不同技术在未来的成本竞争力。以二次调频为例，特点是放电时间短、充放循环频繁，大规模运行并且不需要快速响应，这使地理条件优越的抽蓄非常适用。根据计算结果，抽蓄在2015年的LCOS最低，原因是使用寿命超过30年，年循环多达1000次，尽管其投资成本比较高。但随着电池技术的投资成本不断降低，到2030年可以预计看到锂离子电池和全钒液流电池在成本上的优势。
峰谷套利和调峰的结果，总的来看，电池技术在2025年以后的大多数应用场景中展现最低LCOS的可能性最高，到2030年锂离子电池在大多数应用最具成本效益的。随着投资成本的不断降低，锂离子电池可以在长放电持续时间下取代抽蓄，到2030年成为大多数应用模型中最具成本效益的技术。
回到安徽省调峰缺口问题，考虑到安徽省丰富的抽蓄站址资源，抽蓄、电化学储能是未来一定时期内填补省内调峰缺口主要手段。
安徽打造长三角千万千瓦级绿色储能基地，安徽抽蓄站址资源丰富，抽蓄主要分布在皖中六安、安庆和皖南地区，但是抽蓄与新能源分别布置在电网两端，不能有效解决新能源大规模接入导致的局部消纳问题。抽水蓄能、电化学两种调峰电源应按照“集中+分散”兼容并济、共同发展的模式，抽水蓄能集中开发，电化学储能灵活机动按需分散配置。
电化学储能布局建议，一种是解决新能源消纳，皖北区域来看，应该优先把解决新能源消纳的储能放在皖北地区，起到促进可再生能源消纳，延缓电网设备升级等双重作用，实现储能功效最大化。局部区域建设一定容量的受端储能电站，解决电网局部供电能力不足，延缓设备升级改造等问题。
六安市是安徽省新能源比例最高的城市，另外宿州、阜阳，淮南、淮北等皖北地区，都有进行解决新能源消纳的储能布点。另外我们在合肥和芜湖也考虑了相应的布点，解决主变重载、延缓设备升级的作用。
四、安徽省储能发展的机遇和挑战
储能发展机遇。2019年安徽省风电、光伏装机分别是274MW和1254MW，经过初步测算到2025年风电、光伏装机预计是500MW和1854MW。新能源随机性、间隙性、低转动惯量等给电力系统带来影响，高比例介入电网后会增加电网的负担。因此考虑储能大规模应用，可以平滑新能源出力，削峰填谷。
面临机遇第二点就是有政策利好。国家层面，从2017年到今年陆续颁布了不少政策，《关于促进储能技术和产业发展的指导意见》，《关于促进储能技术与产业发展的指导意见2019-2020 年行动计划》、《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》等都是有非常好的指导作用。华东层面，新版“两个细则”根据国家相关政策文件要求和华东电网运行实际需求，对相关辅助服务和并网运行考核项目进行修改完善。《关于安徽电力调峰辅助服务市场转入试运行的通知》明确独立电储能设施可以作为安徽电力调峰辅助服务市场主体。《关于公开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》明确电储能既可以在电源侧，也可以在负荷侧，或者是共用电储能；三侧均可以参与安徽电力调峰辅助服务市场，深度调峰调用时，电储能与燃煤火电及组同台竞争，相同报价优先调用电储能。《关于公开征求电化学储能电站参与华东区域“两个细则”规则条款意见的公告》，规定电源侧、负荷侧储能可以从电源侧、负荷侧独立出来，按照独立电储能方式参与辅助服务补偿。
储能技术进步和成本下降趋势是不变的，我们做了初步的大的预测，预测了集中调峰资源，从2020年到2030年大致的功率成本变化趋势。抽蓄由于考虑到非技术成本的增加，远期的建设成本会有所上升，从2100元提升到2400元。天气然调峰考虑到主机设备国产化进程加速，会从2100元下降到1600元，火电灵活性改造约600元，是四类技术中最低的，但受电厂本身灵活性改造空间的制约，电化学储能不断降低，2035年功率成本可能降到900元每千瓦以下。
目前安徽省储能发展面临的挑战，从电源侧、电网侧、用户侧做了总结。首先电源侧提到了目前上的风储项目，为平抑新能源对电网供需平衡的影响，加速项目并网，属企业自愿调峰责任，电化学储能成本依然偏高，以我省的电源侧风场配置储能电站为例，若按照20%容量1小时规模测算，电化学储能也占到系统总成本的6%左右。电网侧，电力市场改革还在推进中，储能参与电力市场交易获得补偿的机制尚未建立。用户侧，峰谷套利，这跟峰谷价差非常大的关系，7、8、9三个月价格在0.56到0.61元之间，这样的价差还是难以达到对于用户侧平衡的水平。
最后列举了一些电网侧、电源侧、用户侧，关于促进储能发展的建议。电网侧，基于电网侧储能税收、调度方面的支持政策；合理定位储能电站，制订完善的电价政策；出台安徽省调频辅助服务政策，建立调频辅助服务市场。电源侧储能政策建议，出台相关光储、风储激励政策，给予配置储能的项目上网电价适当上浮，将储能作为新能源资源配置时的考虑因素，提高新能源侧储能政策的灵活性，特殊时段可以转变为网侧储能设备，增加储能电站额外收益，鼓励投资主体多元化，鼓励发电商、电网公司、用户端、第三方独立储能企业等有条件的投资方投资建设储能装置。对于建设储能项目的火电企业，经验收合格后，每年给予一定发电量计划奖励。用户侧，通过扩价差、增段数的方式，在不影响常规用户用电成本的前提下，释放用户侧储能市场空间，提升用户储能收益，提高用户侧储能政策的灵活性，在一定规则下，可以参与市场化的电力辅助服务，进一步挖掘电动汽车储能方面的潜力。
谢谢大家。
