河南储能市场发展概况介绍及未来发展前景浅析
7月9-10日，由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会联合江苏省电机工程学会、国网江苏省电力公司电力科学研究院、国网四川综合能源服务有限公司、国网浙江综合能源服务有限公司、中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司、中国科学院电工研究所储能技术组等单位共同主办的“第五届全国电网侧暨用户侧储能技术应用高层研讨会”在江苏南通文峰酒店召开。
在本次会议上，中国电建集团河南省电力勘测设计院有限公司能源规划咨询院副院长王健分享了主题报告《河南省储能市场发展概况介绍及未来发展前景浅析》。现在，小编经过授权，将演讲内容整理如下：
王健：各位嘉宾大家好，我给大家介绍一下河南省储能市场发展概况和未来的前景分析。
我的报告分四个部分，首先说一下第一部分，河南省储能的发展概况。首先说一下抽水蓄能的情况，因为抽水蓄能体量最大，已经投运的有宝泉，还有回龙两座抽蓄，装机的总容量是132万，在建的有南阳南召的天池、洛阳洛宁还有信阳五岳三个电站，容量是360万千瓦，在“十四五”预计天池、洛宁会投运，五岳差一点。按照国家能源局综合司去年12月份下发的抽蓄选点的规划，河南又新做了十几个选点，近期在能源局开了会，从会议评审的结果看，“十四五”会新增6座抽蓄，装机的总容量是870万千瓦，这个没有正式的发布，所以电站的名称我就不说了。
第二，介绍一下省内电化学储能电站的情况。首先当时大家都知道的河南电网侧100兆瓦时的项目，这个是我们院设计的。这个项目当时省公司主要是科技项目，由各个地市局报一下他们哪些电站有位置，能上，储能都是按照4.8兆瓦时的单元，最后确定这些场站。新能源侧的，河南新能源在三门峡发展最早的，也是最快的，资源最好的，三门峡市的电源比较集中，火电有将近400万，水电有三门峡水电站将近50万，风电到现在并网已经有180万了，光伏有六七十万，同时还有和西北电网联网的背靠背直流输送进来，是111万的电力，每年输送电量差不多72亿，但是自身的负荷平时120万左右，一年的电量只有89亿，所以从2013年开始，三门峡一直在研究消纳的问题。后来又因为电解铝企业在向西南，四川、云南和三北地区转移的事情，负荷的下降，所以在风电场，从2018年开始，三门峡的风电在系统评审的时候要求他们配置储能，现在省内已经投运两座都是在三门峡，都是国电投的项目。总的容量是17.2兆瓦时。
说一下其他在研究的储能电站的形势。这个是无坝抽蓄，这是焦煤集团利用废弃的矿井在研究，我们院和西交大，还有焦作矿院在研究。在平顶山的叶县，叶县盐的资源比较多，所以对于这种压缩空气储能还是比较有优势的，这个规划是100兆瓦，800兆瓦时的项目，这个项目也已经筹备了三四年了。
说一下电源结构调整对储能发展的影响。2000年底河南省电源总装机是10169万，其中统调的煤电有6255万，气电是334万，水电235万，抽蓄是132万，风电2000年底并网了1518万，光伏是1175万。右边这个图大家可以看到，豫北还有豫中，豫中的西部都是河南省煤碳资源比较丰富，煤电装机比较多，他们占全省的比例也是比较高，另外这些区域风电光伏的资源也是比较好的。所以叠加以后又因为新能源大发的时候，小负荷叠加的特性，所以这些区域外送是比较困难的。
2000年底全省新能源装机超过200万的地市已经有5个，其中安阳风电、光伏的装机都已经超过了200万，总的超过400万了，还有三门峡，洛阳，平顶山，南阳。
这个是河南省2016年，2020年，还有规划2025年电源结构的变化，这个变化当中可以看到，到了2025年，煤电的占比已经是低于50%，风电、光伏，同时还有外来的直流，这些电力占比是提高的。河南电源的调节能力来说，现在一个是抽蓄，抽蓄是可以有正负100的调节能力，也比较快，但是它的占比比较小，建设的工期比较长。燃气主要是因为河南气价比较高，发展也是比较缓慢的。河南现在来说，主要的调节手段还是靠煤电。
顺便说一下河南的电网结构。河南电网是全国联网的枢纽，是华中电网的重要的组成部分，50万我们现在说的是鼎字型的骨干网价，其中是有两个特高压，南阳和驻马店的交流站，还有两个特高压的换流站，一个是中州换流站，一个是驻马店。全省电力流的方向是北电南送，西电东送，和刚才装机的比例是一致的。
这个是河南省负荷特性的图，从年曲线上看，河南夏季7-8月，冬季12月，1月是高峰时段。在春秋季2-5月，9-10月都是小负荷的时段，负荷率只有54%。从日负荷曲线来说，这张图里是放了四个季度的典型曲线，春秋季全天，还有冬季夜间负荷水平都是普遍低的，春季，冬季都是新能源的大发时段，冬季煤电供热，所以煤电的调峰能力是有限的，都有调峰的缺口，弃风弃光的问题。
这个是我们用运行模拟软件模拟了一下。河南省2025年预计新增2000万的新能源，到2025年新能源基本上是一个主体了，负荷电源有波动性，进行调峰弃电率储能分析的时候，要同时处理这些多个变量，所以用这个软件进行了模拟，右边是其中一天的情况。这个图是没有考虑的储能情况。
结合2025年的负荷情况，现在按照比较高的水平9800万，电量是4670亿，还有第三条直流，新能源达到5000万做了以后调峰的缺口是比较大的，2025年达到1100万。这个是结合刚才所说的边界条件，通过生产模拟软件来模拟，电源开机最小比例都是按照省调给我们的比例测算，测算出来在没有上的储能情况下，全省达到5000万新能源的时候弃电率6.7%，主要的时段是在春秋季的小负荷日，从这个表里也可以看出，2、3、4、5，还有9、10、11月这个比例都是比较高的，尤其是光伏比例更高一些。
补充一点，刚才我们也做了一些测算。大概的情况就是全省配置240万储能，2个小时时长，可以把弃风弃光率控制在5%以下。说一下储能初步规模的情况。从河南省现在的情况看，主要还是在电源侧，电网侧主要还是输配电价没有解决的问题。其实从河南早期电网侧100兆瓦时的项目搞了以后，像豫南的驻马店，信阳，他们长期到了冬季、夏季有供电缺口的问题，都要限电，是很有积极性的，后来因为这个事情进不了输配电价，后来把这些问题搁置了。另外一个问题是用户侧，因为用户侧峰谷差价河南还是比较低的，所以用户侧的项目没有什么，所以现在都是在电源侧。
从全省2021年482号文给了一个全省新能源消纳指引，这个文件要求新增加的项目要配储能，这里面分了三类区域，一类区域要求配10%两个小时，这个区域总共给了300万的风电指标，二类区域100万的指标，15 %两个小时的配置，一共是450兆瓦，900兆瓦时，“十四五”后期如果都统一按15%两个小时考虑，规模会到1950兆瓦和3900兆瓦时。这样总体算下来，刚才我们所说的配置全省是240万，480万千瓦时。
说一下存量的新能源储能配置方面。在6月份省能监办出了一个《关于进一步加强新能源并网运行管理的通知》，这是一个征求意见稿，这个征求意见稿当中要求存量项目分配在2022年底前完成一次调频的改造，参考国内一些研究结论，按照2%-4%来考虑的话，考虑刚才所说的风电1518万，光伏集中式统调电站604万，这样测算下来规模是有63万和63万千瓦时。
第三部分说一下河南的现在主要减少新能源弃风的手段，主要是深度调峰辅助服务市场，它的概况和未来的一些情况。这个2019年的7月29号发布了《调峰辅助服务规则》，2020年1月1号调峰辅助活动交易开始启动，6月22号进行了部分修订，今年的4月1号提出进一步深化辅助服务市场建设，市场的卖方深度调峰时段中标的统调公用燃煤发电机组，买方是集中式的风电、光伏、深度调峰交易时段，虽然报价了但是没有中标的火电，你虽然有这个能力但是没有中标也是要出钱的。
这个市场定位暂时没有明确的市场定位，只是有辅助服务按这个规则定。调峰市场规模从2020年全年情况看，总的补偿费用7.06亿，其中给风电企业分摊3.49亿，3.49亿对风电按照它的发电量测算的话，基本上每度电分摊全部发电量每度电2.8分左右，如果按照5.7毛的电价，基本上对风电场的收入形成了5%的减少。光伏分摊的费用将近1个亿，光伏按照刚才所说的604万的集中电站分摊的话，一度电在1分钱左右。
煤电，就是刚才所说没有中标的机组，被考核了9000万。中了标，最后实际出力没有减到承诺值的这些还要考核3500万，从两个细则的资金，还有一些新并网机组的价差一共是7.06亿，最大的能力，火电调整的能力是550万，全年一共调整了44亿度，基本上深调一度电大概的费用是1.5毛。这个图是从去年1月到今年5月辅助服务的费用，从1-5月对比看，明显的增加，主要是因为去年底风电并网的突然增加。说一下效果。省调还有各发电企业都是积极参与交易的，充分挖掘了调峰的潜力，有效提升了全省新能源的消纳能力。到2020年底，全省并网风电1518万，其中统调的风电是1428万，35千伏以下的是90万，全年发电量138亿，弃风电量只有2000万，弃风率0.2个百分点。
到今年的一季度，发电量85.5亿，弃风电量是7000万，弃风率已经比去年提高了不少。2020年底并网光伏1175万，统调204万，发电量112亿，没有弃光，今年一季度实际上已经有一点了。
下面我们说一下电化学储能参与调峰市场，假如说用电化学储能参与调峰市场它的经济性分析。这个是因为基本上河南省靠火电深度调峰的能力已经用尽了，因为河南省有起停调峰的服务，每起停一次的机组可以得到100万的补偿，去年有几个电厂参与了，先后有10几次，基本上调峰辅助服务能力已经用尽，我们看看如果后续用电化学储能参与调峰经济性怎么样。右图用生产模拟软件仿真的其中一天的曲线。
最上面的黑线是负荷的曲线，火电基本上已经是按照最小开机，最小出力。基本上全年除了在晚高峰稍微多发一点，其他的已经按最小出力来的。风电、光伏有不少的弃风弃光的。考虑电化学储能在电化市场内，刚才提到深度调峰1.5毛，能力已经用尽了，需求肯定还是有的，虽然说度电成本上高于煤电的。我们做一下测算，假定是优先调度，下面的表是煤电参与的深度调峰给的电价表。根据软件模拟的结果，如果说按照优先调度电化学储能，2025年一个10万，20万千瓦时的装置，只考虑调峰的话，一年利用小时数达到456小时，也就是充放228次，按照前面所说的3毛钱的电价，调峰收益是比较低的，只有1368万。
如果仅考虑调峰，我们按4000次完全充放电，需要17年才可以达到，所以要考虑其他的一些手段。比如说参与需求响应，不只为新能源服务，看能不能参与电网这些。2020年底河南省风电集中投运400万，月均增长的调峰费用2000万，“十四五”会新增2000万的装机，而且火电调峰的市场能力已经达到极限了，所以市场规模肯定还会进一步的扩大。所以我们觉得从调峰上说是急需引入新的市场主体，就是电化学储能。参与调峰的电化学储能相比，与火电相比价格竞争优势不大，后期可能需要一定的支撑，包括价格，包括优先权。
最后一部分说一下储能发展的机遇和挑战。首先说一下政策。省能源局新能源处319号文4月30号发布的，这里提出2025年可再生能源装机目标5000万，力争新增的风光2000万，提出合理配置储能，火电深调改造等新增调节能力的项目会优先支持。所以现在新能源企业在储能上还是积极性比较高的，昨天有一家企业说愿意配50%两个小时的储能。
第二个是刚才提到的能监办的进一步加强新能源并网管理通知，这个文件提到要求具备一次调频能力，要求在2022年底完成改造。一次调频因为从技术路线上来讲，一个是通过AGC来预控减少出力，当需要顶的时候再把出力释放出来。另外一个是看储能配置一定容量的储能来实现功能。从技术路线的经历上分析，如果靠AGC的话等于每年又会减少3%-4%的营业收入，但是上了储能以后靠着一次投资就可以实现而且还会有其他的调峰，减少弃风弃光的作用。
第三个是省发改委和省能监办出了一个加快推动储能设施建设的指导意见。这里面专门强调要大力推进电源侧的储能项目建设，要健全新型储能设施的投资收益的机制，要加强电网侧储能设施的建设，还要完善政策的激励机制，还有刚才提到的482号文，提出了几类区域，储能配置的比例和时间的要求。
从盈利模式和挑战来看，电源侧新能源储能只是可以缓解弃风弃光，但是难以弥补投资的情况，现在新能源企业等于把这个当成入场券了，没有储能的话项目就上不来，所以他们的积极性还是非常高。电网侧因为没有进输配电价，所以没有投资动力，但因为抽蓄新的电价政策已经出了，所以我们对储能进输配电价是有信心的，相信如果能够有电价以后，像驻马店、周口这些长期缺电的情况就会考虑，通过电网侧的储能解决。用户侧现在峰谷价差还比较小，还要看电改的进程。
我就说这些，谢谢大家！
