水电水利规划设计总院查浩：储能还需在循环寿命等技术指标、经济性、安全性等方面进一步提高和完善
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心统计数据显示，截止到2017年底，全球光热及风光发电并网储能项目共计246个，装机总规模达10.3GW。新能源发电侧建大型储能电站对促进可再生能源消纳，缓解日益突出的弃风、弃光问题，提高电网安全稳定运行水平意义重大，备受行业关注。
9月19日-20日，2018首届全国发电侧储能技术与应用高层研讨会在西安召开，就进一步推进储能在发电侧上的项目规划、安全施工、系统集成技术应用、运营模式、电网接入、标准体系、风光储电站考核机制、调度模式、储能项目备案、审批流程和体制机制等方面展开深入讨论。
水电水利规划设计总院新能源部查浩出席会议并发表专题演讲《储能支撑新能源发电运行和消纳的应用探讨》。
以下为发言实录：
查浩：各位专家、各位来宾，大家上午好，首先感谢会议主办方，参加这次会议非常荣幸，我是来自水电水利规划设计总院的查浩，我今天发言的题目是《储能支撑新能源发电运行和消纳的应用探讨》。
我的汇报分成四个方面，首先我向大家汇报一下我国新能源发展的概况，以及存在的主要问题。第二个就是存在的挑战和问题，第三就是储能在解决这些问题中应用的一些案例，最后储能在新能源领域进一步发展、应用的一些思考和探讨。
第一部分就是我国新能源发展的概况，我国新能源发展是位居全球第一位，2017年新能源装机量大概是9亿，左图和右图分别列出超过一千瓦的有7个和9个国家，相当多的量是近7、8年增长的，可以说增速非常快，但是新能源量这么大，在国家的电源结构里面，大家也可以看出来，大概在电源侧装机占比是17%，并不是非常高，在国家部分的省区这个占比已经非常高，目前甘肃、青海新能源已经成为本省的第一大装机电源，装机量是70%，另外就是新能源的弃电形势依然严峻，近些年随着新能源在全国大范围的发展，弃风弃电量比较大，这是发展的情况。
接下来介绍新能源发展的影响和挑战。新能源的挑战主要体现在几个方面，从稳态运行就是电力电量平衡的问题比较难，第二个安全稳定运行的难度比较大，突出也体现在几个方面预测难、控制难、调度运行比较难。首先就是新能源发电量预测比较难，这个与地形地貌等诸多因素有关，风电和太阳能受到地形地貌云层遮挡的影响，一周内的变动非常大，第二个就是新能源发电安全稳定控制比较难，大家知道新能源发电主要采用电力电子装备技术，从左下表中可以看出耐压水平、调压的能力是比较低的，第二个就是电力电子装置带来了一些新的稳定的问题。第三个就是随着新能源大规模的替代常规电源，电力系统的转动惯量在下降，再就是电力系统调度运行比较难，通过右下图可以看出三北地区的灵活电源的结构，尤其黄色的电源是抽蓄等的比例，跟美国等发达国家相比，这个比例非常低，我们主要以煤电为主，储能可以最大程度上有灵活性，左下图反映了风电功率预测的预测误差情况，总体上看我国的东部预测精度要比西部高一些，南部要比北部高一些。
分布式新能源的影响，通过图中可以看到不同天气下发电变化比较大，原来有规律的负荷，大规模新能源带来了诸多的挑战，储能能不能解决这些问题呢？这就是储能发展和应用的发展方向。
第三就是储能支撑新能源运行消纳方面的案例。昨天和今天很多专家都讲了，储能在各个电力环节都可以应用，在不同场景都发挥着作用，集中式新能源、辅助服务、输配电基础设施服务、分布式新能源级微电网、负荷侧终端用户都可以发挥相应的作用，目前来看储能的应用有一定的地域集中特点，集中式新能源在三北地区，辅助服务主要在辅助服务需求比较迫切的地区，并且颁布了机制的地区。
这三个案例我简单说一下，一个是风光储输示范工程，一个是南澳的一个项目，还有一个项目就是意大利南部的一个例子，风光储输是集中式新能源电站运行消纳应用，涵盖了集中式电站配置储能的应用，包括风+光，风+光+储，一定程度上实现了可预测、可调度、电压控制合格率是比较高的，这是具体展示的图形，相对来说效果比较好，目前储能配置的越多效果肯定是越好。第二是个南澳的储能的例子，这个充分显示了储能的优势，就是一个字，就是快。意大利南部的例子，既是解决南部地区可再生能源丰富的，解决消纳，同时缓解了电网的输送的问题。分布式新能源和微电网运行，可以说储能是微网必不可少的一个重要的配置，在保障微网的电能质量、调节电压等方面都是必不可少的，这几个图形也减少了相应的功能。
第四部分就是储能在新能源领域如何应用，我做了一些思考，跟大家进行一些交流。电化学储能有一个特点，我自己总结了一些优势，技术上的优势，一个是双向调节，又快又准，因为电化学储能在电流其额定功率范围内运行，并且是毫秒级的响应。第二个从建设便利、施工灵活，大部分采用集装箱的设计，集成度比较高，模块化组装和移动，与抽水蓄能电站相比，场地适应性比较好，运输比较便利，建设周期比较短，昨天专家介绍的江苏的例子当中，我看好像只有两、三个月就建成了，这个建设周期还是非常有优势的。
储能在新能源领域目前应用的情况，我做了简单的梳理，第一个就是政策方面，我们国家和地方目前出台了很多的关于储能的一些重要的政策，也都强调储能在电力系统中各个环节的应用，但我总体感觉还是强调储能很重要、功能很强大，但是真正推出真金白银的价格，还有财政支持政策好像不是特别多，要进一步推出补贴激励的政策我觉得难度也比较大。第二个就是参与的主体，目前在新能源领域，第一个就是新能源开发企业，第二个储能设备企业，第三个就是设备集成运行商，第四个就是电网企业，商业模式上，就是由新能源发电厂业主投资建设，收入来源一个是新能源弃电量的减少，再就是减少了两个细则的考核费用，第二个采取合同能源管理的分成模式，新能源厂站的业主和储能的企业以合同能源的管理进行收益的分成。关于前景与挑战方面，新能源未来的发展空间很大，尤其在用户侧的分布式能源和微电网应用前景比较好，集中式新能源电站盈利模式比较单一。
再一个就是挑战，单独配置，容量配置和布局缺少统一规划，储热等新兴储能的技术比较少。
接下来就是储能新能源领域进一步应用发展的思考，第一个新能源电站单独配置向储能共享模式发展，比如说储能云，光伏电站配储能就是白天用，晚上就闲置了，储能不管是为单一的光伏电站配置，还是为单一的风电厂配置，都不如整体配置，这样功能发挥得更好。第二个结合意大利的例子，再就是今天上午专家讲的甘肃的情况，储能可以在电源侧、电网侧联合应用，新能源集中接入和送出断面潮流越限受阻地区，汇集站配置储能，储能运营商单独独资，新能源+电网，新能源弃电严重地、接入受阻地区，同时增强了减少电网的扩建增容，理论上说它既为电网服务，也为厂站服务，双方都受益。第三个新能源场站整体满足并网技术性能，储能应用能不能PK新能源单体改造成本，新能源如果是单一的改造，比如说未来有两亿千瓦的装机，风电台数超过10万台，随着并网技术的提高，每一台都改造成本也比较高，尤其是海上风电运维成本就更高了，储能能不能提供一整套的方案，满足并网的性能和改造，这是我的思考，不一定成熟。第四个就是负荷侧分布式光伏+储能的应用，包括微电网、综合能源。第五个储能投资商建设大型储能电站，由电网公司租赁，支付容量电费，储能电站在辅助服务市场中获得一定的收益，共同支撑它合理的回报。最后一个是多类型储能综合利用，就是储热和制氢，弃风量很大，但是总不同的省区特点也差别很大，比如说在东北地区，第一个首先是风自然在季节性分配也不均衡，冬季和春季大概占了60%，夏季和秋季占40%，夏季是用电的高峰期，尤其到了供暖期，连续每天都在弃风，最极端的情况可能一个冬天就没有停过，真正要用储能解决弃风，要把整个冬天的风都存起来搬到夏天用，这个是不现实的，这个在有一些地区适合，有一些地区还不太适合，所以供热又是刚性需求，是保民生的刚性需求，储电、储热也需要多类型的综合发展。
关于未来的一些思考，储能要进一步发展还是离不开政策的支持，从国外的情况来看，要进一步发展还需要，国外一些国家出台了相应的财税政策，这是必要的。第二就是技术和成本大家知道新能源电站一般要运行20年甚至更长，随着新能源补贴的下降，逐步迈向平价上网，储能作为电能搬运工解决新能源消纳问题，还需要在循环寿命、技术指标、经济性、安全性等方面进一步提高和完善。最后就是市场机制，目前出台的机制就是调频及调峰，以及颁布政策的一些省区，未来随着电能市场、备用市场、现货市场的完善，储能市场就是稳、准、狠，只有在更大应用价值的场景，才可以实现更好的发展，这是我个人的思考。
最后介绍一下水电水利规划设计总院，我们院是全国新能源的管理归口单位，在发展规划、技术管理、工程验收、质量监督、标准制定、政策研究、定额管理、安全验收等方面开展工作，最后希望与在座的各行各业、各界同仁共同来推进储能在更新的成熟技术、新的应用场景，我们也愿意和大家推进技术交流，共同推进储能的应用和发展。
我最后再简单回到今天会议的主题，就是发电侧储能的应用，就是回归初心，在新能源储能的初心是什么呢？我总结16个字，第一个发电稳定，第二运行安全，第三送得出去，第四就是能够消纳，谢谢大家！
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