国网经研院黄成辰：电力负荷与建设周期促成电网侧储能发展

“设备的选型，我们选用了磷酸铁锂电池，主要考虑第一个就是设备的稳定性、还有一个是安全性。他充放电的功率，均能满足我们目前几个需求，第一个就是我们电网侧特高压直流响应速度的，磷酸铁锂响应速度也是毫秒级的，可以满足特高压直流闭锁的时候快速响应；第二个，充放电的时间，2个小时、4个小时都可以做；第三个，他的安全性，目前经过调研磷酸铁锂从消防上、运行上讲，目前已有的投运的储能电站里面运行安全性相对比较稳定。”

——摘自黄成辰在2018中国分布式储能峰会发言

2018年10月26日，北极星电力网、北极星储能网、中关村储能产业技术联盟在北京西国贸大酒店联合举办2018中国分布式储能峰会，在下午下半场“储能典型应用市场探索与实践”主题版块，国网江苏省电力有限公司经济技术研究院规划发展研究中心黄成辰分享了“电网侧储能开发建设与商业模式 探讨”。

国网江苏电力有限公司经济技术研究院规划发展研究中心黄成辰：

非常高兴今天主办方给我这个机会给大家分享一下我们江苏电网在电网侧储能方面的一些开发建设，包括规划、运行的经验。刚刚电科院的王总给大家具体讲过了关于电网侧储能以及我们江苏示范项目的调控和运行方面的详细介绍，我今天的介绍主要是针对电网侧储能的应用场景、功能需求及规划目标，还有就是我们镇江101MW/202MWh示范项目当时的建设需求，以及开发建设情况，还有它现在运行的基本情况和商业模式，跟大家一同做一个探讨。

第一部分，给大家介绍一下江苏电网的发展趋势和运行特性。为什么要介绍这个呢？现在对于电网侧储能目前像江苏、河南、湖南陆续开始关注电网侧储能，加大力度，建设。其实这几个省级电网公司，他们电网的运行特性都有相似的地方，讲这个东西是为了让大家去看一下，目前电网侧储能应用场景在什么样的电网下，什么样的电网特征、什么样的电网需求是迫不急待的需要去发展电网侧储能的。

第一，从电力需求方面。江苏电网这几年的负荷发展非常快，基本上从2016年、2017年以9%—10%的速度增长，今年的全社会负荷水平已经达到1.574万千瓦这样一个等级的水平，比去年增加了200万千瓦，因为今年夏天的空调负荷还没有达到我们预想那么高，电量水平一般是保持到6%—7%的增长水平。

第二，近年来用电格局发生了变化。我们在2006年以前，第二产业的发展一般大于第三产业的发展，这两年第三产业的发展速度已经接近或者超过了第二产业的发展速度，这个对于我们后面江苏电网整个的负荷特性产生了影响，就是说随机性会比较大，尤其是夏季高峰负荷下面的空调负荷，大概我们现在基本上占到30%左右，所以这个负荷的变化，有的时候说看天，天气好我这个负荷某一年就会达到新高的水平，这样一个格局造成了我们近几年江苏电网火电机组最大的负荷利用小时数呈现逐年降低的水平，我们在2012年以前尤其是2018年以前基本上维持在6千个小时，今年、去年大概是在5600小时，再往后我们根据规划的预测，到了2020年以后基本上在5300—5200小时，这样的最大负荷利用小时数，对常规火电机组的利用效率从电厂角度是不经济的。

最明显的，最终得到一个什么结论，我们这样一个负荷发展的情况，发现在整个省级电网里面尖峰负荷特性特别明显，尤其是夏季尖峰负荷非常大，现在我们已经连续2年突破1亿千瓦了，而且时间并不长，就是1天到2天大概持续10个小时的负荷。如果说电网公司为了几个小时的尖峰持续负荷，而去新建输变电工程，新建包括发电厂、常规机组满足负荷需求，很不经济、很不划算的，如果我们为了这几个小时的尖峰负荷新建一个变电站或者加入一些燃气机组，运行效率是非常低的，这就是我们今年为什么上电网侧储能重要的一个需求，就是电网侧储能有一个优点，建设周期非常短，可能几个月能够完成，不像我们常规的输变电工程，动辄3—5年，跟着这个负荷发展也是来不及的。

第二个，从电力供应角度，主要从电源侧，从规划上讲，我们目前“十三五”末期大概2019年左右，2017年江苏电网电源的分配情况，右边是2020年的情况，到“十三五”末期新能源会有发展，总的装机容量增长大概会超过10%，这是很大的一个变化，尤其是很多的沿海风电可能是在这两年要集中式的爆发，而且大家可以看，黑色的这部分，常规的煤电机组比例是下降的，意味着全省的调峰能力包括常规机组的能力是下降的，在新能源机组的占比逐渐上升，常规机组调峰能力下降的情况下，怎么去满足电网包括正常运行调峰调频的需求，这也是我们电网侧储能应用的场景。

第三个，区域外来电的情况，在大规模的售端电网可能会比较突出，尤其是负荷中心，像江苏、上海、浙江比较突出，如果说电源比较丰富，像西部新疆、青海就没有这个问题。大家可以看2017年我们大雁海直流是这样的状况。“十四五”初，区外直流电力占比最高可达30%，预计发生在9月汛期。电化学储能电站的特点，响应迅速，作为大规模的事故备用，它有一个非常强的适应性，这个我们在第二章的时候会具体讲储能的应用场景。

第三部分，我们电网发展的情况，我们目前江苏电网已经发展到非常坚强的电网模式了，特高压已经形成半环网，50万分区是这样的网价，20万分区也形成了这样的片区，特高压在2019年底到2020年可能会投运，整个网架是非常坚强的，但是发展到一定程度还是不能解决负荷发展带来的一些问题，这个时候可能电网侧储能能够带来一些新的思路，我们第二部分再给大家详细介绍。江苏电网发展电网侧储能的需求主要也是三个方面，我们2015年“9·19”事件，当时是一个雷击导致了特高压直流的双极闭锁，当时发生故障14秒全网的频率下降到49.4赫兹左右，就是说在很短的瞬间，近10年我们江苏电网一直频率都在正负0.2运行的范围内，出现了频率超级下跌的情况。而且大家可以看，其实在5分钟，34秒钟之后基本上频率就恢复了，因为这个时候我们常规的火电机组基本上启动起来，当然是需要一定时间的。就是在这14秒之内电能质量是不满足要求的。

发生这样的情况主要是因为江苏电网是大售端电网，整个负荷的供应有很大一部分来自于特高压的直流，尤其江苏现在特高压是一焦三直是落点江苏的，直流的输送量是非常大的，直流的特高压一旦发生故障有可能引起连锁故障，对整个电网安全稳定运行造成了很大的威胁，我们也建设了大规模的源、网、荷的系统，主动限负荷、友好终端，大概容量200问左右，加上华东整个频率支撑，当他有功，整个华东地区的频率稳定有600万左右的有功支撑，我们觉得可能还是不太够，因为在2021年，白鹤滩上来之后，白鹤滩当时我们规划的送点容量800万，如果800万的直流闭锁有功丢失掉的话，这个频率还有可能顶不上去，所以说我们从今年，就是2018年就开始研究电网侧储能对特高压直流闭锁之后频率稳定的支撑，做了一定的工作，包括我们镇江储能的变电站，现在也是基本上运行在调频模式下面，当然这个调频跟这个调频还不一样，待会儿再详细讲。

包括河南、湖南，他们建设电网侧储能，肯定有区外来电的、肯定有特高压落点的，从这个角度来讲，比如以后大家看电网侧储能，未来发展到什么样的规模，你可以关注一下省级电网它大概的区外来电的比例是多少，他特高压直流闭锁之后已有的有功支撑的容量是多少，做一个减法，基本上就可以看出来了。

这个是我们做了一个模拟，就是说我们模拟了一个不采用储能和切负荷的方式，切负荷大概能提高到0.1个赫兹，我们考虑大概是2020年初，考虑的是9GW储能的安装容量。

第二部分，储能的第二个功能需求，促进新能源的消纳，服务绿色能源转型，这个大家很好理解，新能源的间歇性和不确定性，如果说在电源侧，可能大家更好理解，就是说集中式、分布式能源接入系统，配上的储能和平滑的波动性，可能很好理解。但是放在电网侧，大家可能有点疑惑，电网侧的储能你怎么跟电源侧配合，我们做布局的时候，主要考虑把我们电网侧的储能放在靠近新能源资源比较丰富的地方，还有新能源送出电网堵塞比较明显的地方，他的作用就是说，储能充电的时候，就是说辅助调峰，减少峰谷差，放电的时候也是作为调峰电源，有一个移峰填谷的作用。目前我们示范工程里面，因为现在容量很小，目前电网侧储能第一期建完才10万千瓦，对于整个系统来说0.1%都不到，新能源这块目前还没有起到什么作用，因为新能源的容量太大了，一定要等储能的容量上升到一定规模之后才能体现出这个效益，我这里指的储能不一定指电化学储能，包括抽水蓄能都可以算在里面。

这个也是新能源的一个作用，主要是考虑到新能源，我们江苏的一个情况，负荷中心在苏南，尤其是苏州那儿，有一个送电断面，新能源主要在苏北，新能源送电断面，包括特高压送点都是从上往下送，新能源基本上都在苏北，尤其在南通和盐城包括淮安这些沿海的地方，海上供电发展比较迅速的地方，但是大符合主要在苏州、无锡这些江南的地方，现在我们苏东界如果后面投运的话可能断面的压力会减少一点，但是储能也可以缓解一部分这样的问题，就是说在高峰的时候储能可以相当于说把新能源的一部分出力可以消纳掉，减少过江断面的越线问题。

第三，负荷的角度。储能，尤其是电化学储能可以提高尖峰符合时段的电网供电能力，就像镇江的10万储能，我在夏季最大负荷日的时候上了最大10万的出力，我整个镇江东部分区的变电容量就可以降低10万，这很明显，当时我们做示范项目需求的时候，最主要从这点出发，因为建输变电项目可能来不及了，输变电项目可能要建一个50万变电站，增加这个片区的降压容量，但是输变电项目一般是投入，主要是建设周期比较长，因为不能满足负荷的发展。

这个是2015年—2017年江苏电网尖峰负荷的分布，基本上在10个小时左右，97%的最大负荷概率，2015年9个小时、2017年19个小时，夏季最热的那几天、那几个小时。

上面主要讲了两部分内容，主要讲我们电网侧储能应用的场景，和电网公司对储能功能需求的方面。

第三部分，详细介绍一下我们江苏电网侧储能项目开发建设的情况，和目前运行的情况。

这个是我们今年4月份启动的101MW/202MWh的电网侧的示范项目，总共8个站，投资大概7.6个亿，单位千瓦时的成本大概在3700元。我们整个工程建设，大概不到2个月，主要从几个方面来考虑，一个是设备的选型，我们选用了磷酸铁锂电池，主要考虑第一个就是设备的稳定性、还有一个是安全性，他充放电的效率，还有充放电的功率，均能满足我们目前几个需求，第一个就是我们电网侧特高压直流响应速度的，磷酸铁锂我们也调研过了，响应速度也是毫秒级的，可以满足特高压直流闭锁的时候快速响应；第二个，充放电的时间，2个小时、4个小时都可以做；第三个，他的安全性，目前经过调研下来，磷酸铁锂从消防上、运行上讲，安全性，目前已有的投运的储能电站里面运行相对比较稳定的，当时我们选的磷酸铁锂电池。

工程建设，这八个都是采用预制舱式，现场只要做一些控制系统的调试还有基础的一些安装就可以了，所以建设周期比较短，也降低了一些成本。

接收系统采用分散式布置，集中式控制。跟分布式不一样，还是由电力公司角度中心统一控制，我们下面有运行的曲线，都是响应特性非常一致的。

当然后面还有一些技术上的优化，包括从进线舱、PCS舱怎么组合，后面都做了优化，考虑到大规模的推广，我们现在还把电网侧储能的一个标准化设计，江苏省内已经做出来了，就是说为了减少占地面积、减少建设成本，做了专门的标准化设计。

这个是整体的技术方案，电池选型是磷酸铁锂，布置方案预制舱，主要设备电池舱、PCS升压舱、汇流舱、SVG舱、智能总线控柜、站用变。储能电站对于全省无功调节的功能响应，江苏电网整个无功的需求也是比较大的，尤其是我们一个是在负荷高峰的时候，一个是在负荷低谷的时候，他电压的波动非常明显，尤其是我们在春节的时候，当负荷属于低估的时候我们电压特别高，我们后面考虑储能规划的时候也把这个需求考虑进去了，就是说储能PCS是否可以运行在全部无功的模式下。二次系统，有能量管理、电池管理系统，还有我们接入江苏源、网、荷、储的智能系统。后面电池仓的消防系统是单独的，目前设备厂家采用了这样的消防方式，还有自动灭火装置。

建设模式，我们这个示范工程主要采用了总承包的方式，要求时间特别紧张，当时是为了满足迎峰度夏的需求，整个建设周期大概55天左右，这也是总承包项目模式的优点。我们采用的是以设计为主导的总承包模式，主要是，当时两家设计院，一个是江苏省电力设计院，一个是江苏建研院的设计公司，采用这两个公司进行了总承包，他们是设计主导，这个总承包的优点就是，我觉得最关键的就是，第一个，可以减少好多的，包括设备招投标，物资的流程，这些方面的东西，后面可能是还要走正常的流程。我们建设投资总共是7.6个亿，平均大概3700元/kWh。

运行的模式，目前是两种模式，第一种是租赁模式，投资方许继电气和山东电工，目前按租赁方式，目前签订8年的回收期，每年应收收入大概6.8%，还有一种模式类似于能量合同管理的，主要是我们江苏有一个综合能源服务公司，主要考虑的是节省电费还有调峰辅助服务的费用，主题的跟电力公司怎么结算没有拿到，大概就是这样之模式。

这是我们的运行数据，这边是访晋分区某日符合曲线，那边是我们储能电站的跟踪曲线，目前的运行方式就是AGC跟踪极化曲线的ACG跟踪，主要是从调频模式去考虑的。

运行的分析，目前运行下来，因为我们这个是示范工程，建设比较紧张，其实还是有不少的曲线的，主要是体现储能电站专用设备的缺陷，主要考虑电池模块、PCS、电池管理系统里面有一些缺陷，这个可以理解，可能在后面，因为当时这些运行包括设备的标准都没有出来，现在陆续的已经开始制定了，后面可能会不断的去改进。

最后一部分，关于电网侧储能的思考给大家分享一下，第一个是电网侧储能和用户侧储能、电源侧储能的区别。大家知道，电源侧和用户侧，肯定是从各方利益的最大化去发展的，电网侧储能的目标是什么呢，我们最终定义下来可能是从全系统的角度，就是说它是能够发挥源、网、荷全系统效益最大化的储能方式。下面有几个具体的功能，第一个，平滑新能源的波动需求，第二个，满足负荷需求，第三个，我们的源、网、荷系统形成一个补充，升级为源、网、荷、储系统，第四个可以提高建设效率。

第三个，关于电化学储能和抽水蓄能的差异，这个是我们内部研究出来的。电化学储能其实跟抽水蓄能各自有各自的优势和劣势，我们觉得电化学储能可能更接近负荷的特性，因为是没有什么惯性的模式，抽水蓄能可能更像传统型的电源，而且电量的角度调峰的角度抽水蓄能可能能做到周调峰，电化学储能充电时间、放电时间就是2个小时、4个小时，基本上只能做到日内的调峰。我们也算了一下，如果做大规模能量型的储能电站，如果能做抽水蓄能，有地理条件的话，可能做抽水蓄能还是更好一点的，因为抽水蓄能可能寿命会长一点，大概30年左右，电化学储能一般定义成基本上大家公认都是10年左右。

第四个，刚刚我们讲了很多电网侧储能的优势，但是还是不能完全代替电源侧或者用户侧的一些调解方式，尤其是大家不能误解为它可以作为火电替代了，它根本不能作为常规火电或者燃机机组替代，因为不产生电量，从电量平衡角度讲肯定是常规的，包括常规机组的肯定还需要提供电量的。第二，从用户侧，包括电动汽车需求侧响应、能效管理这些系统，是不是能够替代用电网侧储能，也不是的，我们要做深入的技术经济比较。第五方面，关于电网侧储能效益评估的经济性分析，不多讲了，主要是后续的研究，因为这个比较复杂，全系统的角度里面讲经济效益、可靠性、电能质量多方面去考虑，这是我们后面研究的方向。

最后一个是关于电网侧储能布局的反响，我们目前江苏电网电网侧储能主要分为布局考虑三个方面，第一个，特高压直流的布局，主要考虑布置在苏州特高压落点的地方，用于支撑特高压闭锁的品支撑，第二个，靠近苏北的新能源基地，作为新能源的配套，对于负荷我们尽量布置在局部负荷特性和全省的负荷特性相似的地方，这样既能满足局部负荷需求也能满足全省的负荷需求。

以上皆是我对江苏电网的示范项目给大家做一个简单的介绍。谢谢大家！

（以上根据北极星储能网速记整理，未经嘉宾审阅）