甘肃新型储能发展探索及问题分析
甘肃是我国重要的新能源基地，风能太阳能技术可开发量达8000万千瓦以上。截至2020年底，甘肃电网装机5620万千瓦，其中，水电957万千瓦，占比17%；火电2308万千瓦，占41%；风电1373万千瓦，占比25%；光伏981万千瓦，占比17%。新能源装机2354万千瓦，占比42%，居全国第四位。甘肃东西狭长，各市州地理条件、气候条件、电源结构、电网结构、经济发展水平等差异较大，情况复杂。新能源资源较好的河西地区，远离负荷中心，使消纳难、调节难等问题更加突出。
2007年，国家批准甘肃酒泉建设千万千瓦级风电基地。以此为起点，经过十多年建设，甘肃新能源已经超过火电成为第一大电源。风电光伏出力具有随机性、波动性特征，需要大量配套调峰电源。由于甘肃热电联产机组占比高、可调节水电装机容量小，储能和可参与调峰的需求侧资源较少，抽水蓄能等建设进展缓慢，因此长期以来，甘肃缺少灵活性调节电源，调峰资源总体较为稀缺。受调峰资源不足等影响，甘肃新能源曾经出现高比例限电问题。
为提高系统调峰能力，甘肃于2018年4月启动电力调峰辅助服务市场，2020年1月推进储能项目参与调峰市场，同年3月开展电力用户参与调峰市场试点试运行。甘肃有16家发电企业的35台公网火电机组完成灵活性改造，占同类火电装机容量的73%；其中，火电机组非供热期深调能力达190万千瓦，是改造前深调能力的4.6倍。
目前，甘肃新能源出力波动在600～800万千瓦之间，省内调峰缺口350～450万千瓦。为实现“3060”目标，甘肃省规划到2025年新能源装机在现有基础上翻一番，将超过5000万千瓦。受火电灵活性改造空间有限、抽水蓄能建设周期长等限制，加快推动新型储能项目建设，缓解新能源快速发展带来的调峰压力，成为现实需要。
为推动电力系统储能新技术应用，综合考虑甘肃能源资源条件和电网需求，2018年11月国家能源局复函甘肃省发展改革委同意开展网域大规模电池储能国家试验示范工作，按照“统筹规划、分期建设、分布接入、统一调度”原则组织实施。此前，国家能源局还组织开展了矾液流和压缩空气储能技术试验示范等工作。
网域大规模电池储能国家试验示范项目规划在嘉酒电网建设182MW/720MWh网域大规模储能电站，包括2个60MW/240MWh电网侧子站、5个10MW/40MWh电源侧子站和1个12MW/40MWh用户侧子站。经过技术攻关和试验，瓜州60MW/240MWh电站于2020年8月并网调试（以下简称“试验示范项目”），11月正式归调转入商业运营。玉门60MW/240MWh电站将在瓜州电站经验的基础上完善提高加快建设，计划于2021年底前并网投运。
试验示范项目技术创新突破主要集中在PCS、BMS、EMS这三个核心设备和控制策略上，在实现电池储能规模化放大的同时，力求安全性、运行效率和调节响应速度的大幅提高。
在应用电芯、组串、均衡等自主技术提高核心安全性的同时，在消防安全方面，依照GB50116-2013《火灾自动报警系统设计规范》、GB50370-2005《气体灭火系统设计规范》等要求，电池箱内配备了独立的消防报警系统并配备了七氟丙烷柜式自动灭火系统，电站各区域均配置了消防器材及灭火器。全站配备一套消防水系统，电站中控室配备了场区集中的消防报警系统和视频监控系统。
在运行方面，根据试验示范项目的技术特点和实际情况编制了运行规程、设备台账、设备维护手册等技术资料，日常运行中严格执行“两票三制”。针对储能系统设备数量众多的实际情况，重点加强了对监控系统的分析工作，对设备异常情况，立即核实、分析，及时处理。
在调控性能方面，试验示范项目实现了毫秒级响应，最大充放电功率60MW，充放电时间4小时。电站接收到调度机构AGC指令后，经EMS系统分析、计算、分发至储能变流器，指令的响应时间、转换时间、调节时间等性能远优于传统电源。储能系统变流器及电池厂家提供了专业检测机构出具的测试报告，有关权威机构也进行了实际检测建模。
《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》对新型储能项目参与市场做出明确规定。主要内容：一是经市场准入的电储能可以参与辅助服务市场。
二是参与电网侧调峰的电储能设施要求充电功率在1万千瓦及以上、持续充电时间4小时以上。
三是在新能源场站计量出口内建有储能设施的新能源场站称为储能新能源，其充电功率在0.5万千瓦及以上、持续充电时间2小时及以上可以与新能源场站作为整体，参与辅助服务市场。
四是非现货市场运行期间，储能申报价格的上限0.5元/千瓦时，现货市场运行期间申报价格上限0.3元/千瓦时。
五是对于配置新型储能等先进技术的市场主体，在参与深度调峰辅助服务市场时可以优先调用。六是新型储能项目可以参与调频市场，报价上限暂定为12元/兆瓦。
试验示范项目与多个风电、光伏电站组成虚拟电厂，按照相关规则参与甘肃电力辅助服务市场和电力现货市场，并从中获取收益。
大规模新型储能电站是一个全新的事物，在发展过程中难免会遇到一些问题，通过对试验示范项目的研究，在技术装备之外，发现并完善一些政策、标准、规范等方面的问题，可以为后续项目建设运行和产业发展提供支持。
一是新型储能参与市场的身份不明确。按照原电监会《电力业务许可证管理规定》（电监会9号令）规定：“在中华人民共和国境内从事电力业务，应当按照本规定取得电力业务许可证。
除电监会规定的特殊情况外，任何单位或者个人未取得电力业务许可证，不得从事电力业务”。新型储能从电力流向上看具有电源和用户的双重属性，目前国家尚没有对此类设施办理电力业务许可证的具体规定，在实际工作中造成既要支持新型储能发展又无章可循的两难境地。
另外，目前几十乃至数百兆瓦时储能项目在县级主管部门备案即可，没有系统的、高层次的规划核准或备案程序作为前置条件，在实际工作中极易造成盲目投资等问题。
建议政府主管部门尽快研究出台新型储能项目获得电力业务许可证的管理办法，为新型储能项目参与市场创造条件；尽快制定新型储能发展规划并明确职责，防止造成投资浪费，促进新型储能产业有序发展。
二是新型储能项目建设缺乏行业标准。新型储能项目分布在电源侧、电网侧和用户侧等各类场景，在不同应用场景下，对新型储能的规模、技术、性能要求差别很大。作为新生事物，新型储能项目在建设运营中尚缺乏国家规范和标准，导致安全隐患较大。4月16日，北京储能电站着火爆炸造成消防人员牺牲的事故对储能产业发展造成了严重打击。建议相关单位在深入分析事故原因的基础上，尽快开展新型储能相关行业标准的制订，避免个别新型储能企业以牺牲安全为代价压低成本、造成劣币驱逐良币等情况发生，推动产业健康发展。
三是新型储能参与市场的机制不健全。随着技术的进步，新型储能设备、运行成本不断下降，为新型储能项目靠自身技术经济性参与市场竞争创造了条件。但同时也存在不同投产时间、不同储能技术、不同储能项目之间成本差异较大，在同一市场规则下难以同台竞技的问题，不利于激发投资储能项目的积极性。
建议相关部门进一步研究新型储能项目参与市场的条件，统筹考虑通过建立容量市场、重点项目招标投资业主等方式，稳定投资预期，保障投资合理收益，激发各类资本投资新型储能的积极性，快速提高系统调节能力，为实现“3060”目标和加快构建以新能源为主体的新型电力系统创造有利条件。
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