针对甘肃大规模储能电站项目的深入分析，以下分享9月19日-20日，2018首届全国发电侧储能技术与应用高层研讨会上，中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司发电设计分公司项目管理部副主任、设计总工程师鲁锋出席会议并发表专题演讲《甘肃大规模储能电站项目案例分析》。
以下为发言实录：
鲁锋：大家上午好！非常荣幸可以在大会和各位专家一起分享和交流，我今天分享的案例是《甘肃大规模储能电站项目》，我们院做完可研报告，甘肃向国家能源局申请示范工程，项目位于甘肃的嘉峪关酒泉这个地区，这个地区是弃风、弃光最严重的地区，是新疆到西北联网通道的中间位置，受制于通道输电能力的限制，弃风、弃光在下午是非常紧张的，本项目属于多能互补储能示范项目，解决新能源消纳的问题。
这个项目装机容量比较大，规划容量是1.5GW，一期是720MWH，我分享的报告分六个部分，第一个项目建设背景。
从储能市场的规模包括应用场景这一块，刚才清华大学郑主任介绍的比较清楚，我就不再讲述了，无论从国际还是国内市场看，在电化学储能里面，锂离子电池占比比较大，近两年的发展也是比较迅速的。
这是一个价格预测，因为现在国内的储能产业经过近十几年的发展，现在正好是处于从示范应用到商业级应用很重要的过渡时期。另外从电池角度来说，经过这些年的技术进步，特别是去年到今年，这两年受政策，包括需求的刺激，咱们国内各个生产厂家投资热情也比较高，产能现在也比较大，进一步拉低了电池的价格。从我们这个角度预测来说，像锂离子电池主流的储能技术，它的成本预测到2020年降到1000到1200（每瓦时）左右，电池成本的下降也为储能大规模的商业应用提供了一个很坚实的基础。
所以这两年，特别是去年国内无论从立项还是投运一大批储能相关、电化学储能的工程。
可再生能源并网领域，青海直流侧光伏储能示范项目，还有吉林省风电厂电热混合储能项目，还有辅助服务领域。用户侧就更多了，在江苏、北京、广东等经济发达的地区，利用峰谷价差开展了密集的商业应用，2017年达到了121MW，从政策方面这两家专家对政策解读比较多，我就不详细说了。
我把项目主要的依托点强调一下，一个是2016年6月7日，国家能源局《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿机制试点工作的通知》，就是国能监管2016、164号，独立的储能电站的市场合规性确立了，对独立储能电站的规模有一个要求，充电功率在10MW以上，持续时间在4小时以上。从盈利模式来说有一个支撑点，电储能放电电量等同于发电厂发电量，按照发电厂相关合同电价结算，我就可以按那个厂原来的电价合同结算，这也是现在这个项目近期采用的一个盈利点。
另外辅助服务，从地方政策的层面，国家东北、福建省很多省都开展了服务，2018年开展执行辅助服务的市场运行规模。
第二部分就是电力系统概况。项目位于嘉酒电网，它的新能源占比达到了70%，所以调频、调峰的压力特别大，根据数据2017年嘉酒电网弃风率为34%到39%，我们有一个预测，我们做了一个分析按照六种模式分析下来，就是说整个嘉酒电网都有赢余，特别是冬季下午13点，电力赢余达到了6150到7040千瓦，左边是一个光伏，右边是风电的储电曲线，这两条曲线拟合以上，对应上嘉酒地区的用电曲线，就可以表现出从12点到下午4点是低谷。
第三部分就是盈利模式。从本项目配置720兆瓦时的电网来说，在三个方面有盈利点，第一个可再生能源并网，第二个是电网辅助服务，第三电网输配电，可再生能源就是减少弃电，从电网辅助服务领域，甘肃辅助服务有规定，我们这么大规模的一个储能电站相当于一个小的抽蓄，这个也有盈利点。另外从电网输配电，720兆瓦时可以提高150MW，因为电储能的特点，提供双向的快速、有功、无功的功率调节功能，从这方面也可以争取到盈利点。同时考虑到其他的因素，现在这个项目盈利方式是这样考虑的，分优先、其次，还有远期的考虑，现阶段考虑吸纳目标光伏电站的弃电量争取一个价差，目标电站就是2015年，包括2015年高电价的光伏电站，电价大概是8毛钱、9毛钱，我们已经筛选了一部分，我们跟相关方都有过合作和谈判，相当于光伏电站，好比一毛钱买下它的弃电量，然后8毛钱或者9毛钱再卖出去，其次就是风电的电站，现在风电电价比较低，这个要跟辅助服务结合，才可以达到盈利点，从长期看要争取辅助市场服务，包括电网输配电能力的提升，特别是抽蓄这种，可以争取一些政策，从项目的角度来说，从近期以能量服务为主，远期要往功率性服务过渡，这样才可以保证长期的盈利模式。
第四部分就是储能电站的配置方案和布局。在2020年做了甘肃全网进行8760小时电力生产模拟，光伏发电量是343.1亿KWH，弃电量是76.5亿KWH，弃电率是18.2%，本项目的720KWH所占的比例比较小，还有一定的发展空间。
我们在可研阶段无论对储能电站的配置，还是判定性的分析，还有储能发电量的计算、依据，都是拿了嘉酒地区的全年平均水平做了预测，也进行了验证，最后得出了一些结论，光伏电站如果弃电率在12%，按功率10%左右配置，4个小时算下来弃电率降18%，光伏在20%，配10%的储能，然后储5个小时，可以降12%左右，这是一个部分结论，我们经过前期大量的一些数据研究，容量不小于20兆瓦，弃电率大于10%，储能时间按照4小时或者5小时配置。
嘉酒地区的光伏电站数量比较多，主要在金塔、敦煌、嘉峪关等5个地方，目标电站最后筛选了22个，根据厂址的条件，也根据合作的因素，经过跟光伏电站的谈判，初步拟选了8个点，不光在光伏侧，光伏侧有5个，用户侧还选了一个，电网侧选了两个，总共的配置容量是720MWH，储能时间是4小时。可行性研究阶段，我们从储能系统搭建角度，用的是1兆瓦的PCS，结合蓄电池，大概是4MWH，发电侧大概是4000平米，下一步如果用10MWH的PCS，占地面积可以大幅度的减少。
第五部分就是投资估算和经济评价。现在算下来的总投资是11.71亿，按刚才说的盈利模式，按价差8毛的锁定，投资收益率很高，都在20%以上了。
第六是示范意义和建议。这个项目申报国家的示范工程有几个方面，第一个是盈利模式创新，还是基于164号文，提到了盈利模式，可以保证现有的工程不再申请额外的一些补贴和政策支持情况下，就可以盈利，现在就可以大规模的商业应用。另外这个电站720MWH，就是每年发2亿度电，占嘉酒地区整个弃电量的33%，占甘肃全省11%，比例比较低，可以保证今后弃电率下降的时候也可以盈利。第三个提高输电通道，关键设备、关键技术的突破，这个项目要应用国际上10MWH的PCS，另外从电池角度也有一个创新，要突破现在安全性的顾虑，要采用全电池单体的实时监测，从大规模储能应用方面就可以实现安全性的突破，另外还研发出了基于柔性构架的管理系统，咱们电站相当于是分布式的储能电站，利用这个平台对分散式的储能电站进行统筹统调，可以实现新的运行模式的探索，这个平台跟网调互动，充分发挥储能电站大规模的优势。
另外从这个项目角度，类似工程角度也提了一些建议，一个是要跟能源主管部门沟通协调，进一步参与电力辅助服务市场，做好调频市场服务方面，争取一些政策支持。另外在相关政策落实的情况下，我们想在网侧，就是网侧按照4小时做的，如果政策允许条件下，对网侧PCS进行扩容，满足电网的需求，也从功率性服务来考虑，另外网侧的储能电站要进一步研究，按照抽蓄的盈利模式研究盈利点，我的分享就是这些。
谢谢大家！
