大规模储能和新能源联合运行良好
更新时间 ：2019-01-09 来源：西北能源监管局行业处 高永明
为加快我国储能技术与产业化发展，促进储能为电网运行提供多种服务，提升可再生能源的消纳水平，国家发展改革委等五部委联合印发了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》。近期，西北能源监管局对华能青海格尔木时代新能源光伏储能项目开展调研工作，了解储能技术在发电领域投资建设、并网运行的基本情况。
一、项目运行的基本情况
华能青海格尔木时代新能源光伏储能电站项目（以下简称“青海格尔木光储电站”），主要包含光伏电站1座，储能电站1座。 其中光伏电站容量为50兆瓦，全部采用310瓦多晶组件，设50个常规集中式1兆瓦子方阵，以5回35千伏电缆电路接入站内35千伏母线，经35千伏线路送至光伏园区110千伏汇集站，经升压后并入电网。
储能电站采用15兆瓦/18兆瓦时锂电池储能系统。系统功率按光伏电站功率的30%配置，额定功率15兆瓦；容量按储能功率的1.2小时来配置，额定容量18兆瓦时(15兆瓦×1.2小时=18兆瓦时)。储能系统由5个3兆瓦/3.6兆瓦时储能单元组成，经升压接入站内35千伏母线；每个3兆瓦/3.6兆瓦时储能单元由6个500千瓦双向变流系统和6个600千瓦时储能机组组成，安装在一组变流室和电池室内；每个500千瓦/600千瓦时储能机组由1台500千瓦双向变流器、4个150千瓦时电池柜和1总控柜(汇流柜)构成；每个电池柜由17个电池模块（箱）串联，与一个电池管理主控箱组成；每个电池模块采用14个200安时数的单体电芯串联形成。储能系统全部采用磷酸铁锂电池，设备采用户内布置，占地1965平方米。
该项目于2015年4月25日开工建设，2016年1月26日并网发电，占地1550亩，投资约4亿元。2018年截至目前，累计发电4644.58万千瓦时，其中储能发电量192.68万千瓦时，储能平均转换效率达到85%，达到改善光伏电站输出特性，减少“弃光”，为电网提供辅助服务的功能。
青海格尔木光储电站通过两年多的运行，充分验证了大规模储能和新能源联合运行的良好效果，增加了电网运行的灵活性，提高区域电网的安全稳定水平，为大规模集中式光伏电站提高电网友好性、解决弃光限电寻找到一种可行的技术解决手段。
一是改善光伏电站输出特性。青海格尔木光储电站采用光储联合发电运行控制技术，配置中国电科院光储就地监控系统，接入国家电网智能电网调度系统。根据省级电网调度指令，通过储能系统实时吸收或释放电量，及时修正光伏电站出力曲线，平滑光伏发电输出波动。
二是提升新能源消纳水平。以该项目在晴天的日运行曲线为例，电网限发出现在上午10点15分左右，同时储能系统开始充电，并在12时35分储满；下午17时30开始释放电量，19时15分结束，当天为电网多提供清洁电量约1.6万千瓦时。据统计，自2016年初并网运行后，项目累计为电网提供储能电量约580.48万千瓦时。
三是为电网提供辅助服务。根据国网青海电科院的研究结果表明，该项目利用锂电池充、放电快速、灵活的优势，实现了储能与电力系统平稳运行，可以为电网系统在电源侧提供调峰、调频的辅助服务。在冬季和夏季项目的可信容量分别增加至11.8兆瓦和24.8兆瓦，节约线路容量28%。
二、项目的启示和建议
通过对青海格尔木光储电站的深入调研，我们得到如下启示和建议：
一是加快储能产品和技术升级。
本次调研发现，目前发电侧使用的储能电池基本沿用了动力电池的设计构架，存在单体容量较小、充放时间长、占地面积大等问题。需要储能厂家针对发电和输、配电领域开发出长时间大容量、短时间大容量、高功率的储能产品，加强储能电池在高安全性、高能量密度、长寿命、低成本等方面技术研究，配合储能系统集成与电网智能控制技术的发展，实现储能与现代电力系统协调优化运行。
二是降低储能系统成本，创新商业模式。
目前，储能系统处于示范项目向商业化初期过渡阶段。经测算，华能格尔木储能项目的投资回收期约为15年，全寿命周期内暂无法实现盈利。2012-2017年储能系统整体生产成本下降了70%，其中电池下降超过50%，从趋势看，预计2-3年后随着储能系统生产成本进一步降低，在寿命周期内实现发电侧的收益平衡或盈利成为可能。因此，需要储能电池、硬件、软件、EPC各个环节共同努力，进一步降低储能系统的生产成本。并在发展“储能+光伏”的发电模式同时，开拓“储能+分布式”“储能+电网”“储能+用户”等多种应用场景和各种辅助服务，积极创新商业模式，早日实现储能市场规模化商业发展。
三是储能系统在电网中的应用前景广阔。
通过调研发现，储能系统具有双向调节能力，能够有效平抑光伏发电出力的随机变化，可以让清洁能源成为方便调节的稳定电源，大幅减少弃风、弃光等浪费现象。对比建设一座发电厂，储能系统具有建设周期短、调峰成本低、响应速度快、运行效率高和无污染等优点。未来，储能系统如果大规模在电网中应用，可以实现电能的大规模存储和快速释放功能，通过削峰填谷解决高峰用电紧张，应对临时电力短缺，有效支撑地区电网，实现电能灵活调节和精确控制。
四是建立和完善储能系统标准和检测认证体系。
目前，储能与可再生能源场站作为联合体接受电网运行调度时，并未作为特殊的“电厂”对待，在接入方式、运行控制、涉网保护及安全防护等方面继续沿用可再生能源场站的标准，没有体现联合体的优越性。因此，建议储能行业尽快建立和健全产品性能、安全性等检测认证标准，加强和完善储能产品全寿命周期质量监管；电网企业尽快建立储能系统的规划设计、设备及试验、施工及验收、并网及检测、运行调度等各应用环节的标准体系。
五是完善配套政策，建立补偿机制，引导社会投资。
储能系统是电网友好型的能源系统，能够促进能源生产消费的多能协同和灵活交易，是构建能源互联网，推动电力体制改革和促进能源新业态发展的核心基础。建议国家制定进一步支持储能发展的政策，督促地方政府和电网企业保障储能电站发电的消纳程度，提高电站的调度入网电量，并及时足额取得电价补贴；鼓励光储电站等联合体参与电力市场交易和辅助服务市场，明确储能服务电价政策；鼓励多种形式的技术、机制及商业模式创新，引导社会资本投入储能产业，推动银行等融资机构支持储能电站项目建设融资，促进产业健康有序发展。
储能信息汇总
要求配置储能的省份及文件
【12个】
山东省关于印发《关于开展储能示范应用的实施意见》的通知（鲁发改能源〔2021〕254号）20210408
新增集中式风电、光伏发电项目，原则上按照不低于10%比例配建或租赁储能设施，连续充电时间不低于2小时。
山东省关于印发2021年全省能源工作指导意见的通知（鲁能源办〔2021〕1号）20210207
建立独立储能共享和储能优先参与调峰调度机制，新能源场站原则上配置不低于10%储能设施。
山东省能源局关于公开征求《关于开展储能示范应用的实施意见（征求意见稿）》意见的公告20210329
新增集中式风电、光伏发电项目，原则上按照不低于10%比例配建或租赁储能设施，连续充电时间不低于2小时。
风电、光伏发电项目按比例要求配建或租赁储能示范项目的，优先并网、优先消纳。
国网山东关于2020年拟申报竞价光伏项目意见的函20200605
根据申报项目承诺，储能配置规模按项目装机规模20%考虑，储能时间2小时，可以与项目本体同步分期建设。
甘肃发改委关于加快推进全省新能源存量项目建设工作的通知（甘发改能源〔2021〕137号）20210325
鼓励在建存量600万风光电项目按河西5市（酒泉、嘉峪关、张掖、金昌、武威）配置10%-20%、
其他地区按照5%-10%配置配套储能设施，
储能设施连续储能时长均不小于2小时。
对配置储能设施的项目业主，我委将在后续新增项目竞争性配置方面给予支持。
新疆
【光伏5万千瓦＋储能≥2小时】喀什地区叶城县2021年光伏发电和储能设施项目竞争性配置工作招标公告 20210319
【光伏5万千瓦＋储能≥2小时】喀什地区塔什库尔干2021年光伏发电和储能设施项目竞争性配置工作招标公告20210319
【光伏25万千瓦＋储能≥2小时】喀什地区巴楚县2021年光伏发电和储能设施项目竞争性配置工作招标公告 20210319
【光伏20万千瓦+储能≥2小时】关于喀什地区莎车县2021年光伏发电和储能设施项目开展竞争性配置工作公告20210319
配套储能设施充电小时数不低于2小时
申请参与全省2021年新增光伏竞争优选的项目，可自愿选择光储一体化的建设模式，配置储能标准不低于光伏电站装机规模的10%容量/1小时，储能电站原则上不晚于光伏电站同步建设。
每个申报项目规模不得超过10万千瓦，且同步配套建设备案规模10%的储能装置。
贵州省风电光伏发电项目管理暂行办法（征求意见稿）20210305
第六条 为满足电网安全稳定运行及调峰需要，已投产的风电、光伏发电项目应在投产一年内配套储能；新建的风电、光伏发电项目应按照“同步规划、同步设计、同步建设、同步投产”的原则配套储能；储能建设规模不应低于电网测算建议配置的规模；对自建储能困难的企业可购买同等容量的储能服务。
贵州省能源局关于下达贵州省2021年第一批光伏发电项目开展前期工作计划的通知20210303
贵州能源局关于下达贵州省2021年第一批风电项目开展前期工作计划的通知20210303
请各项目单位据此开展项目有关前期工作，落实建设条件，在配置一定比例储能、经济可行情况下加快项目建设，储能设施具体配置比例根据电网调度需要、项目年可利用小时数和建设时序而定。
贵州省能源局关于上报2021年光伏发电项目计划的通知 20201119
在送出消纳受限区域，计划项目需配备10%的储能设施。
青海省关于印发支持储能产业发展若干措施(试行)的通知（青发改能源〔2021〕26号）20210118
实行“新能源+储能”一体化开发模式。新建新能源项目，储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%，储能时长2小时以上。对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。
实行“水电+新能源+储能”协同发展模式。新建、新投运水电站同步配置新能源和储能系统，使新增水电与新能源、储能容量配比达到1 : 2 : 0.2，实现就地平衡。
新能源项目储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上。原则上新增项目储能设施与新能源项目同步投运，存量项目在2021年底前完成储能设施投运。
湖北省能源局关于开展2020年平价风电和平价光伏发电项目竞争配置工作的通知（鄂能源新能〔2020〕32号 ）20200608
风储项目配备的储能容量不低于风电项目配置容量的10%，且必须与风电项目同步建成投产，以满足储能要求。
对接入同一变电站的风储与光伏发电项目，优先配置风储项目。
国网山西关于2020年拟新建光伏发电项目的消纳意见20200602
建议：新增光伏发电项目考虑具有一定用电负荷的全产业链项目，配备15～20%的储能，落实消纳协议，鼓励集约化开发建设，最大限度发挥电网资源。
“十四五”新能源消纳能力已达到极限，建议以后新纳入政府开发方案的风电、光伏项目配置足够的储能设施提高调峰能力。
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