2022电网侧储能发展分析

电网侧储能发展分析一、储能技术综述二、江苏电网发展趋势和运行特性预测三、江苏发展电网侧储能的需求四、源网荷储系统建设情况五、电网侧储能发展的思考储能技术综述——储能分类按存储介质，主要包括机械类、电气类、电化学类、化学类及热储能。按放电时间，主要包括短放电时间（秒级至分钟级）、中等放电时间（分钟级至小时级）、较长放电时间储能（小时级至天级）1、抽水蓄能应用最广泛、最成熟。容量大（GW级，连续抽发数小时）、寿命长（超过30年）、度电成本低（全生命周期度电成本约0.2-0.3元）。效率75%左右，建设成本6000元/kW以上，建设周期较长（数年）。主要的商业模式两部制电价：容量电价（约500元/kW/年）+电量电价。政府核定租赁费用：电站建成后租赁给电网公司调度管理，支付租赁费。受地质条件限制。储能技术综述——机械储能2、压缩空气储能容量大（MW级，连续抽发数小时）、寿命长（30年）、度电成本较低（全生命周期度电成本接近抽水蓄能）。作用类似抽水蓄能。效率60%左右，建设成本9000元/kW左右。大型压缩空气储能需要利用盐穴、矿坑等特殊地理条件建设储气室。江苏省内常州、淮安有盐穴资源。储能技术综述——机械储能储能技术综述——电化学储能）。电化学储能可灵活布点、响应速度快（毫秒级），是目前各国储能产业研发创新的重点领域和主要增长点。不同电化学储能技术各自均存在发展短板，呈现多种技术路线相互竞争、多元化发展的局面。1、铅炭电池传统铅蓄电池的改进型。成本低用户侧储能领域广泛应用（江苏用户侧铅炭电池占比超60%）。安全性好。能量密度较低（占地面积较大）。大倍率充放电能力较差（MW和MWh的比例至少1:4，一般在1:8充放电深度40%-60%（锂电池可达80%）。2、锂电池能量密度高、充放电速度快。张北风光储、深圳宝清主要采用锂电（磷酸铁锂）。电动汽车行业带来的锂电规模效益、梯次利用，成本可进一步下降。国内盐湖锂资源丰富。储能技术综述——电化学储能储能技术综述——电化学储能2、锂电池比较磷酸铁锂：与其他锂电池相比，安全性、能量密度、成本、寿命、充放电倍率等指标均比较均衡，没有明显的缺点。在电力储能领域应用较多（张北风光储、深圳宝清、部分用户侧储能）。三元锂：能量密度很高（适于汽车动力电池）。价格高于磷酸铁锂。安全性相对较差，出现过燃烧事件。3、全钒液流电池循环寿命长，可超过一万次。容量衰减后可在线恢复。成本高。效率低（70%）。能量密度低，占地面积大（大连200MW/800MWh项目，占地76亩）。需要循环泵等辅助设备，运维较复杂。储能技术综述——电化学储能4、钠硫电池成本、寿命、充放电倍率等综合性能较好。需要300℃~350℃的高温运行条件，具有一定的安全运行风险。日本发生钠硫电池储能电站火灾，燃烧持续两周。储能技术综述——电化学储能一、储能技术综述二、江苏电网发展趋势和运行特性预测三、江苏发展电网侧储能的需求四、源网荷储系统建设情况五、电网侧储能发展的思考电力需求——电力、电量发展全社会最高负荷“十二五”以来，江苏全社会最高负荷从6404万千瓦增长至10333万千瓦，年均增长7.1%。9.9%全社会用电量负荷9.6%全社会用电量“十二五”以来，江苏全社会用电量从3864亿千瓦时增长至5808亿千瓦时，年均增长6.0%。6.4%6.7%预计至2025年全社会负荷将达到1.59亿千瓦，全社会电量将达到8450亿千瓦时。电力需求——负荷利用小时数近几年江苏季不均衡系数及最大负荷利用小时数均呈现下降的趋势。2017年全省季不均衡系数为0.765，全社会最大负荷利用小时数为5621小时。结合江苏近年来最大负荷利用小时数的变化趋势以及江苏产业结构调整方向，预计

2025

年江苏最大负荷利用小时达到

5300

小时，2035

年达到

5200

小时。电力需求——用电结构调整2005-2017年江苏三大产业、居民用电量2005-2017年江苏三大产业、居民用电量增速2017年，一产、二产、三产、居民用电量占比分别为1.1%、74.4%、12.7%、11.8%。2017年，受夏季持续高温天气及去产能影响，依然呈现第三产业及居民生活用电增速高于第二产业增速的格局。电力需求——负荷特性夏季降温负荷和冬季取暖负荷已成为影响我省全社会最大用电负荷变化的主要因素。受全球气候变暖趋势影响，近期冬季负荷高峰已不明显，电力需求高峰均出现在夏季，降温负荷约占最高负荷的1/3。电力需求——负荷特性江苏电网负荷尖峰负荷特征明显，夏季尖峰负荷大、持续时间短，新增省内电源或引入区外来电，以及配套建设输变电工程的常规解决方式所需的投入较大，而平均运行效率效益较低。2015~2017年江苏年持续负荷曲线（标幺值）电力供应——风光可再生装机占比十三五末，风光装机占比进一步扩大，风光占比均超过10%。电力供应——区外直流来电占比2017年江苏电网区外直流电力占比2017年7月，雁淮直流实现正常送电，最大送电功率达到440万千瓦。2017年，区外直流电力占比最高为17.04%（2017年11月5日），占比较高的月份包括6月—11月。电力供应——区外直流来电占比2022年江苏电网区外区外直流电力占比“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。汛期是区外直流电力占比较高的时期，特高压直流闭锁对电网运行安全影响更显著。2017年：华东1000千伏北半环网（特高压GIL过江通道未建成）；建成“六纵五横”的500千伏骨干输电网架。220千伏电网实施分层分区运行，截至2017年底，全省220千伏电网分成28个片。“十三五”中后期：加强形成“六纵七横”的500千伏主网架结构；特高压GIL通道投产。电网发展——主网架规划情况一、储能技术综述二、江苏电网发展趋势和运行特性预测三、江苏发展电网侧储能的需求四、镇江电网侧储能项目介绍五、电网侧储能发展的思考1、加快源网荷储系统升级，保障电网运行安全储能发展需求14秒

1分21时57分59秒故障发生5分34秒21时59分一次调频动作完成21时58分13秒频率最低22时3分37秒频率恢复2015年9月19日21时57分，锦苏特高压直流因送端遭雷击导致双极闭锁，华东电网频率短时间内下降到49.563赫兹，近十年来首次跌破49.8赫兹。1、加快源网荷储系统升级，保障电网运行安全随着特高压“一交三直”工程落点江苏，江苏电网区外来电规模不断增加，“强直弱交”结构带来的安全风险日益显现，存在直流近区交流电网故障导致直流闭锁或直流系统故障等造成大功率缺失的风险，严重影响电网安全稳定运行。储能具有良好的毫秒级快速、稳定、精准的充放电调节特性，是扩大“源网荷储”系统响应规模、提高江苏电网抵御事故水平的重要手段。储能发展需求储能参与调峰示意图储能发展需求2、促进新能源消纳，服务能源绿色转型储能参与调峰调频受多种因素影响，2010-2017年，江苏电网最大峰谷差呈持续加大趋势，年均增长率达9.36%。储能充电：辅助调峰，减少峰谷差。储能放电：作为调峰电源，支撑负荷尖峰。2、促进新能源消纳，服务能源绿色转型缓解局部重要重载的受电断面压力通过调节储能充放电功率，可实现对受电断面功率的灵活控制，储能可作为解决重要受电断面越限问题的备选方案。全省新能源发展与苏南负荷中心逆向分布，导致部分时段北电南送（过江）断面电力流大幅增加，并出现超调度运行限额的情况；部分县市新能源装机远超最大负荷，导致500千伏主变及220千伏电网潮流越限，电网阻塞严重。储能发展需求2、促进新能源消纳，服务能源绿色转型储能提供灵活调节手段江苏电网电源结构以煤电为主，抽蓄站址资源有限。随着省内新能源规模化发展，对电网运行灵活性的要求将越来越高。响应速度快：可实现毫秒级响应，可满足正常调节及紧急响应调节要求，扩大源网荷规模。双向调节能力：额定功率的双倍调节能力。2017年底江苏省电源装机结构储能发展需求3、改善电网尖峰负荷特性，提高电网综合能效江苏电网负荷尖峰负荷特征明显，夏季尖峰负荷大、持续时间短，新增省内电源或引入区外来电，以及配套建设输变电工程的常规解决方式所需的投入较大，而平均运行效率效益较低。储能可提高尖峰负荷时段的电网供电能力，改善电网尖峰负荷特性，减少为满足尖峰负荷而新增省内电源或引入区外来电投资，同时增加电网负荷低谷时段用电需求，提高电网和电源整体运行效率。2015~2017年江苏年持续负荷曲线（标幺值）储能发展需求一、储能技术综述二、江苏电网发展趋势和运行特性预测三、江苏发展电网侧储能的需求四、源网荷储系统建设情况五、电网侧储能发展的思考秒级/分钟级切负荷毫秒级切负荷一期工程二期工程三期工程2016年6月15日，国内首套“大规模源网荷储友好互动系统”在江苏建成投运，全省具备100万千瓦毫秒级精准切负荷能力。2017年12月，二期工程建成投运，全省具备200万千瓦毫秒级精准切负荷能力。2018年，三期工程建成投运，全省具备260万千瓦毫秒级精准切负荷能力，并建成镇江101MW电网侧储能项目。总

体目

标通过精准负荷控制，实现发电-供电-用电友好互动，拓展电网故障时可控资源，完善大电网安全控制手段，推动能源供给侧结构性改革。负荷自动恢复实现目

标1.保证电网频率稳定，防范大面积停电；2.保证关键设备安全，防范连锁故障；3.减小尖峰负荷，释放备用容量。控制模式负荷、储能响应电源、电网变化传统发电跟踪负荷毫秒级协调控制瞬时平衡应对频率急速下跌，不触动第三道防线秒级协调控制短时平衡保证关键设备安全分钟级协调控制时段平衡负荷平移释放备用容量大规模源网荷储友好互动系统江苏镇江电网侧储能项目接入“大规模源网荷储友好互动系统”，总规模101MW/202MWh，总占地面积33.7亩，总投资约7.6亿元。序号工程名称建设规模1大港储能电站16MW/32MWh2北山储能电站16MW/32MWh3五峰山储能电站24MW/48MWh4建山储能电站5MW/10MWh5丹阳储能电站12MW/24MWh6长旺储能电站8MW/16MWh7新坝储能电站10MW/20MWh8三跃储能电站10MW/20MWh总计101MW/202MWh一、储能技术综述二、江苏电网发展趋势和运行特性预测三、江苏发展电网侧储能的需求四、源网荷储系统建设情况五、电网侧储能发展的思考1、电网侧储能与用户侧/电源侧发展储能存在本质区别电网侧电源侧用户侧不同储能定位？电网侧储能发展的思考用户利益最大化用户利益最大化系统利益最大化增量配电？2、电网侧储能是最集约、效益最大的应用方式电网侧储能发展的思考电网侧储能是能够发挥

源-网-荷

全系统效益最大化的储能方式：平衡规模化的风电、光伏等间歇性可再生能源的波动需求；满足日益增长的负荷及其波动性需求；电网侧储能可实现实现源-荷互补的核心功能；电网侧储能可大幅提高电网建设及利用效率。电网侧储能新能源波动负荷需求源-荷平衡电网安全和效率电网侧储能的实质：基于系统整体的需求响应3、电网侧储能的受益主体包括源网荷各环节电网侧储能发展的思考源网荷可再生能源常规火电区外来电高可靠性负载电压敏感型负载可中断负载电网安全电网效率设备重/过载谁买单？4、电化学储能与抽水蓄能的差异电网侧储能发展的思考储存介质——电池调节方式——日内灵活程度——毫秒储存介质——水调节方式——日周灵活程度——电源直接服务快速需求响应更像负荷？？常规电源调节能力补充更像电源？？5、电网侧储能不能代替源荷两侧更具经济性的调节方式电网侧储能发展的思考常规火电常规水电燃气电厂……电动汽车需求侧响应能效/