河南综合能源服务公司刘浩：河南电网储能电站开发与应用实践

我们在研究储能当时的出发点或者诉求，就是解决天中直流输电效益，当天中直流实现单极闭锁的时候，需要2600MW的储能去支撑，提供至少6分钟短时功率支撑，再进一步仿真结果发现，当响应速度不大于200毫秒的时候，支撑6分钟，就能实现零电量的损失。

——刘浩

为推动电网侧储能发展，探讨储能技术安全应用，由中国能源研究会储能专委会、中关村储能产业技术联盟主办，江苏省电机工程学会协办，国网江苏省电力有限公司经济技术研究院、中天科技集团承办的 “电网侧规模化储能电站应用与技术论坛”于2018年11月15日在南京召开。能见App直播本次大会，有能源会议直播需求请加微信wheatripple。

河南电力公司综合能源服务公司副总经理刘浩，在论坛上分享了题为《河南电网储能电站开发与应用实践》的报告。

刘浩：

很高兴能有这个机会在这里讲一讲，我们做了几年储能之后的切身感受，从青海的西部储能论坛，到目前江苏南京的这次论坛，有一个巨大明显的变化，大家已经十分认可储能在电网侧规模化应用，从理念到实践，从安全到工艺，从激情到理智，这些改变是最直接的，感触也很明显。我们在建设储能过程中，从技术到商业模式这一块做了很多大胆尝试和设想，现在给各位汇报一下。

我们做的一些内容。有四个方面，背景与可行性，电网储能建设必要性，还有电网需要什么样的储能，我会重点讲储能建设的商业模式，我们正在跑相关的部门去走。源网荷给电网添加一个时间量，形成的情况是电网更柔性、更安全、更智能的结果。储能的应用价值非常重要，我有这么一个结论，电网侧储能是储能行业在未来的发展时间中，它的应用潜力、应用前景是最好的环节，这个环节在于说电网侧储能的作用，不仅在电网侧，电网处在一个中枢的位置上，它同时对发电侧和用户侧具备响应能力，所以未来在电网侧建储能是应用前景最大的。这个储能技术对我们来说，我们熟悉电网的人来说，怎么选择储能技术，我们可以规避技术的选择，去建设这种电网的储能，总体来说，以上所有的储能技术电网侧都能用，只不过应用场景和环境是不同的，这里面不同的储能技术，你的应用场景在哪里面，才有可能把不同的储能技术在不同的应用场景中找到不同的应用价值。

前期我们经过几年的研究，我们认为装机容量组合容量与抽蓄是相当的，它的设备形态初步具备，第三个就是响应速度是毫秒级的，发展趋势是五年成本下降至五分之一，容量增加五倍，现在慢慢转到了理性发展阶段，这样就会有安全的问题，当安全问题不能得到合理和有效的解决。

我讲一下天中直流问题，我们在研究储能当时的出发点或者诉求，就是解决天中直流输电效益，当天中直流实现单极闭锁的时候，需要2600MW的储能去支撑，提供至少6分钟短时功率支撑，再进一步仿真结果发现，当响应速度不大于200毫秒的时候，支撑6分钟，就能实现零电量的损失。

我们对河南电网储能进行运维的时候发现一个问题，安全责任不能划分，建设电网侧的储能也不是自己啃自己，关键在于怎么样从新的角度看电网侧储能怎么建，我们现在面临这样的状态，倒不是否认这个事情，从我个人来说，安全太重要了。电网需要什么样的储能呢?首先有一点无论什么样的技术安全是第一位的，化学反应产生的热要快速平衡、可控、能控，最关键一点集装箱的散热系统能力优化设计之后，要有快速高密度小体积吸热组件，另外一点我认为物理降温速度要大于化学升温的速度。从经济性的角度来看，安全可靠与经济性之间要进行平衡，度电成本、投资回报时间长度与运营商业模式收益相关，还有充放电次数，电网无论什么样的储能，你的转换时间，这里我提的100毫秒是交流侧，我们从交流进从交流出，支撑时间应该在100毫秒之内，大于100毫秒对电网会带来影响。那么高放电特性，电网是按照最大负荷来设置的，同样要规避储能建设的时候，不可能按照最大需求建设储能，需要具备一点1兆瓦的储能配上一兆瓦的逆变器，要瞬间具备高发电特性，短时间内储能放电倍数和逆变器的适应能力，至少在1.5倍到2倍之间，当储能正在充电的时候，或者正在放电的时候，当你的储能系统不是100%备用的时候，必须留出足够的空间来，才可以满足电网功率的支撑，这就要求所有的逆变器厂商重新优化我们的设计。目前电网公司承担最大的风险在于，用现有的非电网侧储能安装在电网侧，我认为这一点生产企业应该重新开展系统性设计，规模化管理和协同运动，对产品一致性特性要求极高。现在我们建了多少?初步考虑建5%的容量，为什么5%，上午有数据支撑了，95%以上的负荷发的时间是20小时到30小时，初步估计如果能解决5%的负荷，这个储能市场已经很大了，所以我们初步考虑是5%去走的。在哪里建?是集中建还是分布建设?镇江是在建了八个，河南是在16个站点去建，如果我们支撑了河南电网应急功率，它对地理位置不敏感，就是说你在一个地方集中建和分布式建，效果是相同的，我们基于这个结果再进行分布式的试点。

到了不同储能之后怎么办?目前大家采取比较多的租赁模式，还有一种模式是容量租赁，我只需要提出我的要求，我和投资方约定在未来五年内，你的容量衰减度不高于多少，或者就租你100MW的容量，中间鼓励你采用新的技术、新的策略去优化现有的设计，并不阻碍你对已有的产品进行更新改造，我们提出了容量租赁概念。第二种叫电量租赁，和容量没关系，和你投资成本没有关系，按照每度电实际价值来分享，只要你企业敢有这个承诺，安全责任就好划分了。还有两个市场的问题，第一个是电力辅助服务市场，大家都在做，我们重点布局在电能交易市场，甚至我们有一个更大的想法，当新疆冬季取暖的时候，它的基础调峰能力是严重不符的，河南这个电网储能是具备新疆地区基础调峰的条件，目前这个机制我们正在研究。还需要加快研究的内容，一是安全第一，投储能安全成为电网侧储能电网侧应用遇到的第一个坎儿，不解决将严重延缓其应用进程。第二是储能属性，电网侧和用户侧储能的属性无争议，是其外部特性清晰，电网侧储能属性不明确，双重属性包括电源和负荷，实质上就是电力设备。第三是辅助服务评价，一般来讲，各方认可储能的电力辅助服务市场存在的价值，但理解迥异，其评价方法、评价标准尚未建立。什么样的储能才能满足电网系统运行的储能呢?目前还没有合适的产品，电网公司敢于承担巨大的风险，拿出我们的变电站，拿出我们的电网去搭建平台的时候，这种机会大家一定要珍惜，必须充分了解电力系统运行特性，才能获得充分市场认可，否则就是设备提供商，而不是方案提供商和服务商。我的汇报就到这里，谢谢各位。

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