华能清洁能源技术研究院许世森：直流侧接入储能系统效率高 、投资低

和交流侧对比，直流侧接入电池储能系统整体来说投资是比较低的，效率相对来说是比较高的，我们说电到电的效率，我们现在能做到90以上，这个可能在所有的储能系统中效率是比较高的。第二个，我们解决了分布式这种方式。有一个直流侧、交流侧接入，就省了相互逆变的环节。设备利用率、投资、功率变化、管理方面都做了比较好的匹配。

——中国华能集团清洁能源技术研究院董事长许世森

8月7日由华北电力大学、中国可再生能源学会主办的“第一届中国储能学术论坛暨风光储创新技术大会”在北京召开，会议为大力推广风能、太阳能、储能创新技术，推动风光互补、太阳能+储能、风光储技术以及智能微电网、能源互联网技术在综合能源服务领域的应用；搭建风能、太阳能与储能产业科学技术、创新应用的交流与合作平台，推进风电、太阳能发电无补贴平价上网项目技术发展，推动储能技术进步和创新。

主旨报告环节，中国华能集团清洁能源技术研究院董事长许世森作”直流侧接入电池储能系统与应用“报告。

中国华能集团清洁能源技术研究院董事长许世森

尊敬的各位专家、各位代表，上午好！对储能还是谈点认识，刚才国网公司的沈主任谈到了，我们国家未来可再生能源大比例接入以后未来的储能还是一个难题，刚才王所长也讲到了，未来可能主要还是依靠可再生能源就是绿色电力，但是我们国家资源丰富的状况和我们负荷中心距离相当遥远，通过什么路径将这些绿色电力送到负荷中心，电网公司实际已经感受到了巨大压力，我是从发电企业来的，但是我们也感受到电网公司所承受的前所未有的压力，从政府这个角度，一谈到弃风弃光是不应该的，电网公司应该全额消纳，但是对一些局部的省份或者局部的小的国家来说，可能解决这个问题相对容易，我们这个国家优质的可再生能源基本上都在西部，我们负荷中心又在东南部，这个通道如何把电源侧的这种波动的电源有序的可控制的送到东部，电网公司面对着前所未有的压力。过去我们说电源侧还是可控的，因为煤电为主是可以控制的，用户侧有不确定性。

现在是电源侧也有不确定性，电网侧也有不确定性，中间还有非常长的输送的距离，我有时候在想，跟我们春运一样，过去春运到底是按最大流量建通道呢还是按行驶轨迹建，这是非常难的问题，这里面不可避免的就要谈到储能的问题。前面很多专家都讲到了，储能对于中国未来的发展状况中间，我们认为储能更具有非常重要的不可替代的作用，而且储能解决的方案和欧洲的是不一样的。原因是什么？还是国情和能源分布的状况。

有各种各样的储能方式，前面顾院士和专家都谈到了，很多方式可以选择，但是事实上对于我们中国这个状况，可能很多储能方式都是需要研究和开发的。

我们今天重点说说华能集团在电源侧光伏方面所做的一些工作或者是所开发的这方面的一些情况。

我们从2015年开始，在国内率先从电源侧主动做电源侧的储能，重要的还是针对于这个地方弃光现象比较严重，我们开发出了一种在电源侧直流接入这种电池储能系统。可能对欧洲带说或者在别的国家来说不存在什么电源侧、电网侧这么一个概念，但是在我们国家厂网分开以后自然就出现这个问题，所以刚才沈主任讲的时候也说到实际是存在问题。我们为什么做呢，在不改变我们目前的管理机制或者管理体制情况下，如何把我们的光电厂的弃光回收，实际是在有限的条件下，我们能够力所能及的做到电厂的利益最大化。因为当时前提条件就是，当时共和电厂的电价还是比较高的，就是在1块以上，这样就具备了我们上午弃光回收、下午再送到电网的条件，今天想给大家介绍的是这方面的一些实践成果，我们在国内第一个开始做50千瓦时的电源侧方面的一些实践，目的就是降低储能的成本，提高灵活性，还有就是解决直流侧如何进行接入和匹配的问题。

这里边一些核心技术时间关系不详细展开了，重点研究是直流侧的接入技术，包括一些核心的元器件，整个系统在电网侧之间响应的模拟，还有整个实盘运行。反过来说，目前在2016年10月份到现在运行了三年多，我们也和电厂实行合同能源管理分成。电站或者说储能系统比较小，但是我们认为是非常重要的实践，对于电网的响应包括我们储能，包括最后积累的这些经济数字，都是值得参考的。

和交流侧对比，整体来说投资是比较低的，效率相对来说是比较高的，基本上从，我们说电到电的效率，我们现在能做到90以上，这个可能在所有的储能系统中效率是比较高的。第二个，我们解决了分布式这种方式。有一个直流侧、交流侧接入，就省了相互逆变的环节。设备利用率、投资、功率变化、管理方面都做了比较好的匹配。

接入和控制，在之久侧接入还是有很多特殊性的，现在包括我们电网侧基本上都是交流来接入，直流侧就要重新开发这些跟逆变器交互的通讯手段。

2016年10月开始运行，到现在，这里头顾院士提到安全问题，安全问题是我们通过这三年的运行重点考察的。我们都知道，锂电的安全性是非常突出的，我们这里也有意识的，发电企业研究院一般也都是热工出身的，所以如何进行电池热管理这方面下了很多工夫，同时对各种电池电化学性能也进行了详细的监测，所以我们最后开发的这些电池储能系统是各种电池的组合，充分发挥各种电池不同的优势，比方说锂电充放电速度很快，寿命相对来说比较长，但是价格铅炭电池有它的一些优点，价格比较低，但是它充放电相对比较慢，它的特性如何匹配起来，如何响应电网调度，这里实际也是一个核心的技术。

这是我们当时2016年10月投入的我们国家第一个直流侧接入电源侧储能系统。后来也做了一些项目，包括项目的鉴定和认证，大家还是给予了比较高的评价。这是我们实际运行的，还是比较好的回收了我们的能量，同时响应了电网的调度。

这是以磷酸铁锂作为主要电池的、还配备了其他电池的运行曲线，总体来说还是实现了能量的回收和电网的调度和响应。这是以铅炭电池为主的它的一些特性的曲线，为后续技术的发展奠定了非常追求的基础。

归纳起来，现在电源侧的直流接入和交流接入相比最主要的还是效率提高，将近提高10个百分点，所以电价，刚才实际上沈主任也讲到了，前面的专家包括王所长也讲到了，我们现在实践下来大概8毛钱左右，当然未来随着电池技术尤其是电动汽车产业的带动，电池的造价也会进一步的降低，再加上系统方面的优化，应该说还会更低，甚至到6毛钱或者是6毛钱左右，同时我们这方面也不受各种信号逆变器的影响，所以接入还是比较方便的。也获得了国际储能大赛几个奖项。

这个是我们目前正在做的关于5兆瓦时的项目，格尔木电站收益情况，也是在现有的体系下，刚才实际上沈主任谈到了不改变现有的管理体制或者是机制的情况下还是可以保证一定的收益的，当然电价刚才说了至少要在8毛，刚刚说成本是在8毛钱，至少在8毛5或者9毛钱以上做这个才有可能。除此之外我们还做了3.5兆瓦时和2兆瓦时在新疆哈米德一体化工程。

刚才国际可再生能源署的Emanuele Taibi博士讲到了英国的项目，华能伦敦正在建设100兆瓦时的储能电站，还是以锂电作为主要的。

整个模式的分析，我们认为如果说随着电池价格或者产业化的发展和电动汽车的推动和带动以后，电池本身的成本降低以后，储能电站未来我们认为低于6毛钱左右或者6毛钱以下可能性还是非常大的。

最后再谈点体会，我们做了这么多以后，我们这边也在做液流电池的一些研发，原来也做过一些压缩空气储能的技术的开发木恰也做电池氢的技术的开发，做完以后我们的体会，电储能肯定是一个储能，就是电池、电化学储能还是主流，但是确确实实解决不了周期性的、季节性的调节，周期性的、季节性的调节，刚才前面讲了，我们国家资源和负荷的分布，这种特殊性，再加上非常重要的一条，我们国家没有天然气调节或者是支撑，有像前边很多专家讲到的，欧洲之所以有那么好的甚至百分之百可再生能源的愿景规划或者可能性，非常重要的一条，一个是国家现在比较小，第二个是负荷和源之间距离比较短，二是非常重要的有大量的天然气发电作为支撑和调解。我们又是一个距离非常长，不管是各种能源通道，距离非常长，同时又没有天然气作为支撑，这种情况下如何解决这种季节性的调节或者是储能，实际上给我们这些电力工程师或者我们能源工程师非常重大的一个命题，抽水蓄能肯定是第一选择，但是不是所有地方都可以建抽水蓄能的，包括压缩空气储能，压缩空气储能也是不是所有地方都能建，实际上还有一条，我们认为，王所长在这儿，我们作为一种学术探讨，我们认为中国可能比较适合可再生能源电解质制氢，通过其他渠道输送，在其他国家不一定可行，但是在中国来说可能是解决大问题的方面，我们呼吁将西部可再生能源多余的氢支撑氢，通过天然气管网来输送、储存或者转化，对中国来说可能有特殊的意义。这是最后我谈的一点体会。谢谢大家！