储能消纳风电效果，预计2020年吉林省的风电装机将达到875万，弃风率是10.8%，用储能系统去提高它的消纳能力，可把它的弃电率、弃风率目标降到8%和5%。
——国网吉林电力科学研究院电网技术中心副主任李德鑫
8月7日-8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。在8月8日分论坛一“源网荷储协同优化”专场中，国网吉林电力科学研究院电网技术中心副主任李德鑫作“模化储能电站在吉林电网应用的前景”报告。
国网吉林电力科学研究院电网技术中心副主任李德鑫
首先非常感谢组委会给我这个机会，非常荣幸跟大家做一个交流。今天我带来的题目是规模化储能在吉林电网应用的前景，介绍分四个方面。第一是介绍刿目储能应用的必要性，第二介绍一下储能系统目前在吉林省的商业模式，第三方面介绍一下吉林省储能的规划布局，第四方面介绍一下目前正在开展的两个吉林电网储能电站示范应用。
第一部分介绍一下规模化储能应用的必要性，第一，提高系统调峰能力，促进新能源产业发展。我先介绍一下吉林电网的情况，主要是以500千伏和220千伏为主，主要是输送东北电网的新能源电力。吉林电网它的装机总共有2400万，其中火电装机占比68%。这里面火电机组占了90%，而我们风电2018年底它的装机容量是514万，光伏达到203万，新能源总的装机容量占吉林省的装机容量35%。吉林电网新能源占比38%，渗透率是比较高的。
介绍一下吉林省负荷预测，2018年底负荷657亿，增速8%，预计2019年将达到690亿，2020年764亿，年均增速大概5%的水平。经过多年的努力，吉林电网新能源的弃风率从30%逐渐降到了去年的6%，吉林电网面临新一批新能源的发展。新能源装机增速超过吉林省负荷的增速，给新能源的消纳带来很大的困难。2019年这个弃电率将达到8.7%，弃风率9.52%。2020年弃电率10.02%， 弃风率10.8%，系统调峰能力占新能源弃电占比89%，提高系统调峰能力就能直接提升新能源的消纳能力。调峰能力是指低谷时段向下调峰能力。吉林省最小负荷在550万，在低谷的时候调峰非常困难，正因为这种困难，导致新能源消纳是十分严峻的。
分析一下吉林省的调峰需求，我们分析发现当吉林电网在调峰空间在200万以内的概率能达到87.6%，建设电化学储能系统提高系统调峰能力，促进新能源消纳这是极为迫切的一个需求。
第二方面，储能系统能提高系统调频能力，提高电网稳定性。新能源装机增速提高，大规模的风电和光伏新能源通过并网变流器与电网连接，由于并网变流器的控制方式使得新能源电源的机械动态过程与电网间完全解耦，在一定程度上降低了系统的转动惯量，特别是风电、光伏高出力模式下，系统惯量将大幅降低。电网中配置一定容量的储能，可利用其ms级的响应特性，参与电网的一次二次调频。
还有就是相关政策的支持，从国家能源局及五部委发布支持储能发展的重要文件，我列了19项，其中标红的就是有利于东北地区发展储能的一些政策。大家可以去下载观看一下，其中一个是国家电网公司关于促进电网储能健康有序发展的指导意见，这是当时电网公司鼓励储能投资建设。
第四部分是促进多站融合落成，有效支撑公司泛在电力物联网建设。按照国家电网有限公司关于印发公司2019年重点工作任务的通知要求，变电站加储能电站，多站融合是建设任务之一。
介绍一下储能在吉林省的商业模式，首先是参与电网调峰，调频辅助服务。2019年6月，国家能源局东北监管局印发了《东北电力辅助服务市场运行规则》，鼓励电储能参与东北电网调峰交易，在火电厂计量出口内建设的电储能设施，与机组联合参与调峰，按照深度调峰管理、费用计算和补偿。分两个档次，第一个档次是当调峰达到以后，收尾火电机组进行第一批的调峰辅助服务。如果处理能够达到40%-50%，得到四毛钱的补贴，如果能够达到装机容量40%以下，获得一元的补贴。由于储能投资成本比较高，肯定要辅助火电机组，尽量考虑火电机组该到40%以下这个水平，在投储能上就能获得一元的补贴。
由于东北地区的调节需求也进一步增加，所以东北电网也已经进行了几轮的调频幅度的政策研究，预计将来有可能也会把交易市场打开，将会给储能在整个东北地区乃至吉林电网的调频市场中发挥重要的作用。
第三方面就是提高风电场的友好性，储能电池能提高风电和光伏电站的友好性。
还有就是需求侧峰谷价差套利，吉林省峰谷差的价差是0.69245元每千瓦时，可结合用户侧的储能，参与辅助服务，届时能得到1-2毛钱的补贴，考虑到电池的综合效率，届时峰谷差加上它去参与调峰辅助复古，预计将会有7.5毛到八毛钱的套利空间。
第三个大方面介绍一下吉林省储能的规划布局，首先是储能消纳风电效果，预计2020年，吉林省的风电装机将达到875万，弃风率是10.8%，用储能系统去提高它的消纳能力，把它的弃风目标降到8%和5%，这里头直接给了结果。当配置七百兆瓦的时候，弃风比例能降到4.63%，配置一千兆瓦的时候，弃风率能降到3.3%，能完成国网公司以及政府给我们的消纳指标。如果下一步计算到2023年的情况，2023年预计风电将突破一千万，它的弃风率达到12.5%，这个时候配置储能系统得出这样一个结论，配置七百兆瓦四小时的时候，我们的弃风比例是7.72%，只能完成政府的2%，培养到一千兆瓦，弃风比例能降到4.3%。该怎么去布局呢？我们这边设置了一个布局原则，主要集中在松原、白城、四平地区风电场集中接入的220千伏及以上变电站或风电场升压站的。另一个原则，在省内重要的断面送、受端的火电火或者220千伏及以上的变电站，利用储能可以跟火电机组进行辅助调峰。第三，可以布置在主变重载的变电站内。
第四部分介绍一下吉林电网的示范应用。第一个就是刚才建林总提到了，火电+储能调峰示范工程，主要源自于国网的一个科技项目，我们选择了国电投的东南热点厂作为依据，优先能够选择电厂的机组能自动调峰。我们重点去研究了一下储能系统接入技术、调用技术还有它的前期商业模式，我们在储能示范工程的时候，容量相对较小。但是由于大家都知道储能电站目前全都是模块化的建设，虽然这个容量较小，但是再扩大十倍二十倍，依然还是这套模式。选择一兆瓦半小时的锂电池，整个接入技术如图所示，通过升到六千，接入到我们机组2号线路上，实现储能系统的一个并网。在这里头说一下调度方案，火电机组和储能系统由省调分别独立调度，在调度层面实现调峰的时候，都是基于AGC系统。调峰窗口打开以后，AGC通过下发指令，去实时调度到储能系统。。
下面介绍第二个示范工程，电网侧储能电站，这个我们正在进行可研阶段的研究。我们选择的储能电站规模是40兆瓦、80兆瓦时，占地四千到五千平米。强调一下功率和容量，现在普通的建设规模是十兆瓦四小时，选择高功率的PCS，主要就是调峰的时候，真正决定储能电池的有效次数是放电的时间。为了能够将电快速的放出来，采用了高比例的PCS。这是整个接入技术方案，初步打算选择在一个二百千伏变电站。在这里头每个一兆瓦四小时作为一个单元，一共二十个单元。
它的运营模式，投资模式以采用社会子宾投资模式，本项目动态总投资为19642万元，总投资估算建筑工程费689万。参与电网调峰辅助服务，虽然建在电网侧，但是吉林省目前调峰可用的工具就是火电厂加起来，也就是70万到80万的水平。刚才分析了吉林电网的需求达到200万，现有的调峰资源远远不够，所以我们在这里要提出一种新型的市场模式。希望在优先调动所有的资源之后，仍然不够，我们调控资源，按照一元的补贴去采购。这是连续四年储能运行曲线，经过初步测算，初步选的是锂电池，锂电池储能电站年循环次数约为450次每年，全部参加深度调峰。它的收益主要分为调峰补偿收益加上放电收益还有减去充电的成本，充电电价按照风电跨区外送电价，每度电2.8毛，电电价是0.3731元，深度调峰的辅助服务费用按照一元每度电来进行计算。
这是经济测算边界条件，经营期是十年，还贷年限是五年。储能电站的全资金内部收益率为7.12%，大于标准内部的收益率6.3%，静态回收期为7.71年，在运营期内投资可回收，具有一定的经济效益。有两个风险存在，第一个就是整个东北电网调峰的市场目前也是调峰越来越大，政策是一种风险。第二个就是我们现在的市场交易，目前在积极的推动市场能够参与储能调峰，欢迎各储能的制造商和生产商能够积极参与到吉林电网的储能系统建设中。我今天的汇报就到这里，谢谢大家。
