隨著新能源加快發(fā)展、能源結構逐步優(yōu)化，為緩解電網(wǎng)消納壓力，安徽省亦率先在全國開展了“風電+儲能”建設，卓有成效地探索了儲能的市場化應用。

　　

　　各種儲能形式“百花齊放”

　　

　　位于安徽省淮北市濉溪縣孫疃鎮(zhèn)和四鋪鎮(zhèn)境內的華潤濉溪孫疃50兆瓦風電場，即是安徽開展“風電+儲能”的典型示范。當前，該項目已于今年7月成功并網(wǎng)發(fā)電。

　　

　　據(jù)中國能源建設集團安徽省電力設計院有限公司相關負責人介紹，華潤濉溪孫疃50兆瓦風電場裝機容量達50兆瓦，配套建設10兆瓦/10兆瓦時電化學儲能系統(tǒng)。“通過‘風電+儲能’建設模式，風電場的運行調節(jié)能力、電網(wǎng)的整體調峰、調頻能力均大大提升，其在保障大電網(wǎng)安全和新能源消納過程中發(fā)揮了重要作用。”

　　

　　據(jù)介紹，該項目計劃建成后，預計年上網(wǎng)電量達12080萬度，每年可節(jié)約標準煤3.92萬噸，同時可大量減少二氧化碳、二氧化硫、氮氧化合物和煙塵等有毒有害氣體排放,最大限度減輕環(huán)境污染。

　　

　　抽水蓄能電站也是安徽省儲能發(fā)展的主要形式。據(jù)記者了解，當前，安徽省抽水蓄能裝機規(guī)模已達288萬千瓦，其中，已投產(chǎn)抽水蓄能電站3座，在建2座。

　　

　　近日，中國能源建設集團安徽省電力設計院有限公司安徽省能源研究院電力規(guī)劃中心副主任孟祥娟在第十屆中國國際儲能大會上介紹，在儲能應用的其他領域，安徽均有嘗試。如在用戶側儲能領域，目前安徽省最大的用戶側儲能——廬江國軒75兆瓦/300兆瓦時已建設完成;而在電網(wǎng)側儲能領域，國內第一個兆瓦級氫能源儲能電站也已落戶安徽六安市。

　　

　　多因素“力捧”儲能發(fā)展

　　

　　相關數(shù)據(jù)顯示，目前，安徽省八個地市的新能源裝機總規(guī)模超100萬千瓦，今年1—5月，全省新能源發(fā)電量增幅達到25.9%，新能源裝機負荷低谷時段多次出現(xiàn)了新能源消納風險。

　　

　　“今年1—5月，安徽省新能源月均最大負荷達到了821萬千瓦，電網(wǎng)調峰問題凸出。多個500千伏輸電通道出現(xiàn)重載、滿載現(xiàn)象。日益增大的電網(wǎng)調控缺口，為抽水蓄能、電化學儲能發(fā)展提供了重要契機。”孟祥娟說。

　　

　　與此同時，近年來安徽省全社會用電需求不斷加大，導致電網(wǎng)峰谷差持續(xù)擴大，電網(wǎng)調峰壓力與日俱增，也是儲能發(fā)展的主要動力。

　　

　　相關數(shù)據(jù)顯示，2019年，安徽全社會用電量、最大負荷分別為2300億千瓦時、4480萬千瓦。用電量增速高出全國2.6個百分點。

　　

　　“用電需求高速增長態(tài)勢下，峰谷差亦呈現(xiàn)逐年增大趨勢。2019年按安徽省最大用電峰谷差為1369.82萬千瓦，同比增加了117.3萬千瓦。”孟祥娟說， 在此背景下，推動安徽省相繼出臺了儲能發(fā)展的一系列相關政策。2019年，華東能源監(jiān)管局印發(fā)了《關于安徽電力調峰輔助服務市場轉入試運行的通知》、《關于公開征求對電化學儲能電站參與安徽電力調峰輔助服務市場規(guī)則條款意見的公告》，從而為儲能發(fā)展明確了方向。

　　

　　盈利難成最大掣肘

　　

　　采訪中， 記者了解到， 盡管安徽省在推動儲能發(fā)展方面交出了高分答卷，但在用戶側、電源側、電網(wǎng)側應用層面仍存諸多瓶頸。

　　

　　“在用戶側儲能應用層面，安徽省峰谷價差較小，盈利空間受限。”孟祥娟說，“用戶側儲能發(fā)展的主要盈利模式是峰谷套利，而在7、8、9月，安徽省工商業(yè)及其他用電峰谷價差在0.56—0.61元之間，其他月份在0.51—0.55元之間，總體來說，峰谷價差較小，盈利空間不太可觀。”

　　

　　在電網(wǎng)側儲能應用層面，孟祥娟分析，目前安徽省尚未出臺調頻輔助服務市場運營及管理準則，電源側配置儲能電站成本較大，棄風棄電收益難以彌補投資增加。“以安徽省電源側風電廠配置儲能電站為例，若按照20%容量規(guī)模測算，電化學儲能投資將占到系統(tǒng)總成本的6%左右，投資壓力較大。”

　　

　　“隨著新能源的進一步發(fā)展，未來儲能領域將有望突破峰谷套利盈利局限，實現(xiàn)多場景規(guī)?；l(fā)展。”孟祥娟進一步分析指出。