儲能消納風電效果，預計2020年吉林省的風電裝機將達到875萬，棄風率是10.8%，用儲能系統去提高它的消納能力，可把它的棄電率、棄風率目標降到8%和5%。

——國網吉林電力科學研究院電網技術中心副主任李德鑫

8月7日-8日，由華北電力大學、中國可再生能源學會主辦的“第一屆中國儲能學術論壇暨風光儲創新技術大會”在北京召開。在8月8日分論壇一“源網荷儲協同優化”專場中，國網吉林電力科學研究院電網技術中心副主任李德鑫作“模化儲能電站在吉林電網應用的前景”報告。

國網吉林電力科學研究院電網技術中心副主任李德鑫

首先非常感謝組委會給我這個機會，非常榮幸跟大家做一個交流。今天我帶來的題目是規模化儲能在吉林電網應用的前景，介紹分四個方面。第一是介紹劌目儲能應用的必要性，第二介紹一下儲能系統目前在吉林省的商業模式，第三方面介紹一下吉林省儲能的規劃布局，第四方面介紹一下目前正在開展的兩個吉林電網儲能電站示范應用。

第一部分介紹一下規模化儲能應用的必要性，第一，提高系統調峰能力，促進新能源產業發展。我先介紹一下吉林電網的情況，主要是以500千伏和220千伏為主，主要是輸送東北電網的新能源電力。吉林電網它的裝機總共有2400萬，其中火電裝機占比68%。這里面火電機組占了90%，而我們風電2018年底它的裝機容量是514萬，光伏達到203萬，新能源總的裝機容量占吉林省的裝機容量35%。吉林電網新能源占比38%，滲透率是比較高的。

介紹一下吉林省負荷預測，2018年底負荷657億，增速8%，預計2019年將達到690億，2020年764億，年均增速大概5%的水平。經過多年的努力，吉林電網新能源的棄風率從30%逐漸降到了去年的6%，吉林電網面臨新一批新能源的發展。新能源裝機增速超過吉林省負荷的增速，給新能源的消納帶來很大的困難。2019年這個棄電率將達到8.7%，棄風率9.52%。2020年棄電率10.02%， 棄風率10.8%，系統調峰能力占新能源棄電占比89%，提高系統調峰能力就能直接提升新能源的消納能力。調峰能力是指低谷時段向下調峰能力。吉林省最小負荷在550萬，在低谷的時候調峰非常困難，正因為這種困難，導致新能源消納是十分嚴峻的。

分析一下吉林省的調峰需求，我們分析發現當吉林電網在調峰空間在200萬以內的概率能達到87.6%，建設電化學儲能系統提高系統調峰能力，促進新能源消納這是極為迫切的一個需求。

第二方面，儲能系統能提高系統調頻能力，提高電網穩定性。新能源裝機增速提高，大規模的風電和光伏新能源通過并網變流器與電網連接，由于并網變流器的控制方式使得新能源電源的機械動態過程與電網間完全解耦，在一定程度上降低了系統的轉動慣量，特別是風電、光伏高出力模式下，系統慣量將大幅降低。電網中配置一定容量的儲能，可利用其ms級的響應特性，參與電網的一次二次調頻。

還有就是相關政策的支持，從國家能源局及五部委發布支持儲能發展的重要文件，我列了19項，其中標紅的就是有利于東北地區發展儲能的一些政策。大家可以去下載觀看一下，其中一個是國家電網公司關于促進電網儲能健康有序發展的指導意見，這是當時電網公司鼓勵儲能投資建設。

第四部分是促進多站融合落成，有效支撐公司泛在電力物聯網建設。按照國家電網有限公司關于印發公司2019年重點工作任務的通知要求，變電站加儲能電站，多站融合是建設任務之一。

介紹一下儲能在吉林省的商業模式，首先是參與電網調峰，調頻輔助服務。2019年6月，國家能源局東北監管局印發了《東北電力輔助服務市場運行規則》，鼓勵電儲能參與東北電網調峰交易，在火電廠計量出口內建設的電儲能設施，與機組聯合參與調峰，按照深度調峰管理、費用計算和補償。分兩個檔次，第一個檔次是當調峰達到以后，收尾火電機組進行第一批的調峰輔助服務。如果處理能夠達到40%-50%，得到四毛錢的補貼，如果能夠達到裝機容量40%以下，獲得一元的補貼。由于儲能投資成本比較高，肯定要輔助火電機組，盡量考慮火電機組該到40%以下這個水平，在投儲能上就能獲得一元的補貼。

由于東北地區的調節需求也進一步增加，所以東北電網也已經進行了幾輪的調頻幅度的政策研究，預計將來有可能也會把交易市場打開，將會給儲能在整個東北地區乃至吉林電網的調頻市場中發揮重要的作用。

第三方面就是提高風電場的友好性，儲能電池能提高風電和光伏電站的友好性。

還有就是需求側峰谷價差套利，吉林省峰谷差的價差是0.69245元每千瓦時，可結合用戶側的儲能，參與輔助服務，屆時能得到1-2毛錢的補貼，考慮到電池的綜合效率，屆時峰谷差加上它去參與調峰輔助復古，預計將會有7.5毛到八毛錢的套利空間。

第三個大方面介紹一下吉林省儲能的規劃布局，首先是儲能消納風電效果，預計2020年，吉林省的風電裝機將達到875萬，棄風率是10.8%，用儲能系統去提高它的消納能力，把它的棄風目標降到8%和5%，這里頭直接給了結果。當配置七百兆瓦的時候，棄風比例能降到4.63%，配置一千兆瓦的時候，棄風率能降到3.3%，能完成國網公司以及政府給我們的消納指標。如果下一步計算到2023年的情況，2023年預計風電將突破一千萬，它的棄風率達到12.5%，這個時候配置儲能系統得出這樣一個結論，配置七百兆瓦四小時的時候，我們的棄風比例是7.72%，只能完成政府的2%，培養到一千兆瓦，棄風比例能降到4.3%。該怎么去布局呢？我們這邊設置了一個布局原則，主要集中在松原、白城、四平地區風電場集中接入的220千伏及以上變電站或風電場升壓站的。另一個原則，在省內重要的斷面送、受端的火電火或者220千伏及以上的變電站，利用儲能可以跟火電機組進行輔助調峰。第三，可以布置在主變重載的變電站內。

第四部分介紹一下吉林電網的示范應用。第一個就是剛才建林總提到了，火電+儲能調峰示范工程，主要源自于國網的一個科技項目，我們選擇了國電投的東南熱點廠作為依據，優先能夠選擇電廠的機組能自動調峰。我們重點去研究了一下儲能系統接入技術、調用技術還有它的前期商業模式，我們在儲能示范工程的時候，容量相對較小。但是由于大家都知道儲能電站目前全都是模塊化的建設，雖然這個容量較小，但是再擴大十倍二十倍，依然還是這套模式。選擇一兆瓦半小時的鋰電池，整個接入技術如圖所示，通過升到六千，接入到我們機組2號線路上，實現儲能系統的一個并網。在這里頭說一下調度方案，火電機組和儲能系統由省調分別獨立調度，在調度層面實現調峰的時候，都是基于AGC系統。調峰窗口打開以后，AGC通過下發指令，去實時調度到儲能系統。。

下面介紹第二個示范工程，電網側儲能電站，這個我們正在進行可研階段的研究。我們選擇的儲能電站規模是40兆瓦、80兆瓦時，占地四千到五千平米。強調一下功率和容量，現在普通的建設規模是十兆瓦四小時，選擇高功率的PCS，主要就是調峰的時候，真正決定儲能電池的有效次數是放電的時間。為了能夠將電快速的放出來，采用了高比例的PCS。這是整個接入技術方案，初步打算選擇在一個二百千伏變電站。在這里頭每個一兆瓦四小時作為一個單元，一共二十個單元。

它的運營模式，投資模式以采用社會子賓投資模式，本項目動態總投資為19642萬元，總投資估算建筑工程費689萬。參與電網調峰輔助服務，雖然建在電網側，但是吉林省目前調峰可用的工具就是火電廠加起來，也就是70萬到80萬的水平。剛才分析了吉林電網的需求達到200萬，現有的調峰資源遠遠不夠，所以我們在這里要提出一種新型的市場模式。希望在優先調動所有的資源之后，仍然不夠，我們調控資源，按照一元的補貼去采購。這是連續四年儲能運行曲線，經過初步測算，初步選的是鋰電池，鋰電池儲能電站年循環次數約為450次每年，全部參加深度調峰。它的收益主要分為調峰補償收益加上放電收益還有減去充電的成本，充電電價按照風電跨區外送電價，每度電2.8毛，電電價是0.3731元，深度調峰的輔助服務費用按照一元每度電來進行計算。

這是經濟測算邊界條件，經營期是十年，還貸年限是五年。儲能電站的全資金內部收益率為7.12%，大于標準內部的收益率6.3%，靜態回收期為7.71年，在運營期內投資可回收，具有一定的經濟效益。有兩個風險存在，第一個就是整個東北電網調峰的市場目前也是調峰越來越大，政策是一種風險。第二個就是我們現在的市場交易，目前在積極的推動市場能夠參與儲能調峰，歡迎各儲能的制造商和生產商能夠積極參與到吉林電網的儲能系統建設中。我今天的匯報就到這里，謝謝大家。