【能源人都在看，點擊右上角加“關注”】
"【能源人都在看，點擊右上角加“關注”】
北極星儲能網在第一屆中國儲能學術論壇暨風光儲創新技術大會獲悉，吉林電網正在規劃40MW/80MWh的電網側儲能電站，通過採用新的市場收益模式測算項目靜態回收期7.71年，可在運營期10年內回收投資成本。
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。在分論壇“源網荷儲協同優化”專場，國網吉林電力科學研究院電網技術中心副主任李德鑫在“模化儲能電站在吉林電網應用的前景”主題演講中，透露了吉林電網側儲能項目相關信息。
一
吉林開展規模化儲能應用的必要性
1.提高系統調峰能力，促進新能源產業發展。
吉林電網以500千伏和220千伏為主，主要是輸送東北電網的新能源電力。吉林電網電力裝機總共有2400萬，2018年底風電裝機容量是514萬，光伏達到203萬，新能源總的裝機容量佔吉林省的裝機容量35%，吉林電網新能源滲透率比較高。
吉林省電力負荷2018年底為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%。
吉林電網新能源的棄風率從30%逐漸降到了2018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%，系統調峰能力佔新能源棄電比例為89%，提高系統調峰能力就能直接提升新能源的消納能力。吉林省最小負荷在550萬，在低谷的時候調峰非常困難，導致新能源消納形勢十分嚴峻。
分析認為吉林電網在調峰空間在200萬以內的概率能達到87.6%，在吉林建設電化學儲能系統提高系統調峰能力、促進新能源消納是極為迫切的一個需求。
2.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併網變流器與電網連接，由於併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，可利用其毫秒級的響應特性，參與電網的一次、二次調頻。
國家能源局及五部委已經發布一系列支持儲能發展的重要文件，其中2019年初國家電網公司關於促進電網儲能健康有序發展的指導意見，電網公司鼓勵儲能投資建設、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於印發公司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。
二
儲能系統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，與火電機組聯合參與調峰，按照深度調峰管理、費用計算和補償。
由於東北地區的調節需求進一步增加，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。
此外在新能源發電側配置儲能，儲能電池還能提高風電和光伏電站的友好性。
需求側峰谷價差套利。吉林省峰谷差的價差是0.69245元/kWh，用戶側的儲能還可參與輔助服務，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補貼，預計將會有7.5毛到八毛錢的套利空間。
三
吉林省儲能的規劃佈局
測算吉林省規劃儲能系統消納風電效果：
預計2020年，吉林省的風電裝機將達到875萬，棄風率是10.8%，儲能系統可明顯提高風電消納能力：當配置700MW儲能的時候，棄風比例能降到4.63%，配置1000MW儲能的時候，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。
預計2023年，吉林省風電將突破一千萬，棄風率達到12.5%，這個時候測算配置儲能系統：若配置700MW/2800MWh的儲能系統，棄風比例可達到7.72%，只能完成政府的2%，當配置儲能系統容量達到1300MW，棄風比例能降到4.63%。
通過測算研究，形成吉林省的儲能規劃佈局：
1. 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內；
2. 在省內重要的斷面送、受端的火電廠或者220千伏及以上的變電站，利用儲能跟火電機組進行輔助調峰。
3. 佈置在主變重載的變電站內。
四
吉林電網儲能電站示範應用
第一個就是火電+儲能調峰示範工程，主要源自於國網的一個科技項目，我們選擇了國電投的東南熱電廠。通過研究一下儲能系統接入技術、調用技術還有它的前期商業模式，我們在儲能示範工程的時候，容量相對較小，選擇一兆瓦半小時的鋰電池。在這裡調度方案，是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，都是基於AGC系統。調峰窗口打開以後，AGC通過下發指令，去實時調度到儲能系統。這是火電+儲能調峰示範工程的通信架構和任務分工。
第二個示範工程是電網側儲能電站，目前正在進行可研階段的研究。我們選擇的儲能電站規模是40MW/80MWh，佔地四千到五千平米。為了調峰的時候，能夠將電快速的放出來，採用了高功率的PCS。該項目初步打算選址在一個二百千伏變電站。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。運營投資模式以採用社會投資模式，項目動態總投資為19642萬元，建築工程費689萬。通該項目雖然建在電網側，但可參與電網調峰輔助服務。
吉林省針對該項目提出一種新型的市場模式。初步測算，它的收益主要為調峰補償收益加上放電收益減去充電的成本，充電電價按照風電跨區外送電價，約0.28元/kWh，放電電價是0.3731元/kWh，深度調峰的輔助服務費用按照1元/kWh電進行計算。
按照邊界條件測算，運營期十年、還貸年限五年，儲能電站的全資金內部收益率為7.12%，大於標準內部的收益率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。
9月10-11日，北極星儲能網將聯合國網湖南綜合能源服務有限公司在湖南長沙舉辦“儲能電站技術與商業模式應用培訓考察活動”，屆時我們將共同討論電網側規劃與項目投資回收機制，詳詢王老師手機/微信 13780332412。
免責聲明：以上內容轉載自北極星儲能網，所發內容不代表本平臺立場。全國能源信息平臺聯繫電話 010-65367827，郵箱 [email protected]
"