中国储能网讯：3月10-13日，由工业和信息化部节能与综合利用司指导，中国化学与物理电源行业协会主办并联合500余家机构共同支持的第十四届中国国际储能大会暨展览会（简称“CIES”）在杭州国际博览中心召开。
CIES大会以“共建储能生态链，共创储能新发展”为主题，针对储能产业面临的机遇与挑战等重点、热点、难点问题展开充分探讨，分享可持续发展政策机制、资本市场、国际市场、成本疏导、智能化系统集成技术、供应链体系、商业模式、技术标准、示范项目应用案例、新产品以及解决方案的普及和深化应用。
来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的2011余家产业链供应链企业， 53417位线上注册嘉宾将参加本届CIES大会，储能网视频号线上直播11万人参与观看与交流。其中300余家企业集中展示了储能产品，涵盖系统集成、电芯、PCS、BMS、集装箱、消防、检测认证、飞轮储能、液流电池、熔盐储热、压缩空气储能等新型储能全产业链。
3月10日下午，中电建华中电力勘测设计院、河南省储能电站工程研究中心副主任王辰受邀在储能电站规划与设计专场分享主题报告，报告题目为《“双碳”目标下河南发展多元化储能对策研究》。以下为报告主要内容：
王辰：大家好！
首先介绍一下河南省储能工程研究中心，中心于2020年8月由河南省发改委在电建河南院挂牌成立。中心主要任务有四项，一是为政府制定储能相关政策提供咨询服务，二是对接高校科研院所进行原创性成果研发和工程转化，三是促进先进装备及科研成果规模化应用，四是研究解决市场开发急需的问题四项重大任务。主要在电化学储能、压缩空气储能、无坝抽水蓄能和氢能四个技术领域开展研究工作。
我这里主要分享下河南省新型储能的发展情况和我们对于河南省相关政策的研究心得，以及我们设计院最近执行的新型储能项目过程中的一些技术总结。
首先我们看一下河南省的新型储能的发展情况。截至2023年12月底，河南省建成储能项目总规模约3023MW，其中抽水蓄能2520MW，占比71%，新型储能1044MW，占比29%。从应用场景看，截至2023年12月底，建成投运的新型储能项目中：新能源配建储能规模达490MW/941MWh，功率占比为46.93%，容量占比为46.01%；独立储能规模达400MW/800MWh，功率占比为38.31%，容量占比为39.12%；电网侧储能为100MW/100MWh，功率占比为9.58%，容量占比为4.89%；用户侧储能规模达54MW/204MWh，功率占比为5.17%，容量占比为9.98%；。我们可以看到，河南省目前新能源配储还是最多的，后续独立储能会有所发展并有望成为主流。这里的电网侧储能指的是国网投资项目，用户侧储能23年增长很快。已投运的新型储能项目，基本采用电化学储能技术路线。
电网侧储能（这里特指国网投资建设的储能设施）方面：为探索利用储能提高电网安全性和灵活性，2018年，当时还在国网体系内的平高集团投资建成国内首个百兆瓦级储能示范工程，总容量10万千瓦/10万千瓦时，分散布置在郑州、洛阳、信阳等9个地区的16座变电站内，但受消防等因素影响，该项目于2021年5月停运。
新能源配储方面：截止23年底，河南省已投运的新能源配建储能电站达48个，大多为2小时系统根据23年发布的风光建设方案，新能源开发主体承诺的配储规模已达到新能源装机容量的35%~55%，2h。目前各储能电站的运行模式为自调用和接受电网调度充电，无法直接产生经济效益。
独立储能项目建设及运行现状：河南省2022年下半年组织开展了两批省级独立储能示范项目遴选，共有38个、总规模360万千瓦新型储能电站确定为省级示范项目，其中，磷酸铁锂项目34个共320万千瓦，全钒液流项目3个共30万千瓦，压缩空气项目1个共10万千瓦。截至目前，示范项目中已完成接入系统方案审查的23个，其中建成投运4个、总规模40万千瓦，分别是平顶山中能电姚电独立储能项目（10万千瓦）、中核汇能龙安区独立储能项目（10万千瓦），鹤淇电厂独立共享储能项目（10万千瓦）以及中广核浚县独立共享储能项目（10万千瓦）。运行方面，以平顶山中能电姚电独立储能项目（10万千瓦）为例，该电站于12月22日起参与全省调峰辅助服务市场。从公示数据看，该储能电站12月辅助服务结算电量199.7万千瓦时，收益29.34万元，相当于单次全容量充放电收益3万元左右，即0.15元/kWh。按照全年350次测算，辅助服务一项即可收益超1000万元。然而，由于存在午间分时电价为峰段时进行调峰充电的行为，导致该电站充电成本远高于预期成本，经济效益大打折扣。
用户侧储能项目建设现状：由于项目规模小，且投资主体决策灵活，用户侧储能在23年发展很快，且呈现多元化发展态势。截至12月底，河南省用户侧储能累计投运已达16家，技术路线均为电化学电池，大多为磷酸铁锂电池，其次为全钒液流电池，以及钛酸锂电池；储能时长从2小时到8小时不等；依托的用户大多为冶炼、化工等高耗能企业；部分电站采用回收处理的电池进行梯次利用的尝试。另外还有60余项用户侧项目正处于拟建或在建阶段，拟采用的技术路线除了磷酸铁锂电池，还有铅碳电池、全钒液流电池等。
我们总结下河南省新型储能发展遇到的问题与挑战：（一）规划引领不强。当前新型储能备案规模远超过实际需求的现象，部分备案项目与电网调节需求契合度不高，储能发展面临规划指导性不强的问题。（二）收益机制尚不完善。尚未建立体现储能多重价值、系统价值的市场机制，容量租赁市场有价无市，储能设施的成本难以得到有效疏导，社会资本对储能投资处于观望状态的较多，争取指标积极，备案容量庞大，实际建设推进缓慢。（三）技术成熟度需进一步提高。目前除电化学储能从技术发展、经济性方面初步具备大规模应用条件外，压缩空气、全钒液流等其他类型新型储能多处于示范阶段。
为此河南省采取了进行了一系列的举措，促进新型储能的发展。
一是对全省发展新型储能的需求进行了分析，考虑自然增长的电力峰谷差、新能源装机规模和弃风弃光率、各种电源的装机、调峰能力和开机率、外购电力出来和调峰能力以及需求侧响应比例等区域需求的主要影响因素，通过HUST-Pro电力系统运行模拟软件进行仿真。电力平衡方面，到十五五末期，全省电力缺口将从十四五末期的2396兆瓦增加到9781兆瓦；电量平衡方面，由于新能源比例越来越高，且外电入豫电量增大，省内煤电利用小时数约为3200h~3350h之间，煤电较低的利用小时数导致项目投资意愿不强，建设进展滞后，进一步加大了省内调节性电源的需求。到2028年，省内调峰缺口将达到20308兆瓦。由于建设周期过长，新增规划大型抽蓄最快也将于“十五五”末期投运，无法短期内缓解保供和调峰压力，因此，在2030年前，全省调节能力仍总体不足，对新型储能的需求将日益增大，在全力加快抽水蓄能建设的同时，继续加快电化学储能、压缩空气储能等成熟储能项目布局。
二是出台了一系列针对性政策。河南省发改委《关于印发河南省“十四五”新型储能实施方案的通知》（豫发改电力[2022]702号文），提出十四五发展目标220万千瓦，积极推进源、网、荷侧项目落地，开展独立储能示范项目遴选，促进创新发展和产学研用一体化融合发展。河南省人民政府办公厅《关于加快新型储能发展的实施意见》（豫政办[2023]25号文）中，提到2025年新型储能规模调整到600万千瓦，加快新能源和新型储能融合发展，重点发展大型独立储能电站，建立独立储能共享租赁制度，完善独立储能价格政策，给予独立储能电站3年高电价补贴、非独立储能项目3年退坡奖励，落实各项细化政策。这两个文是河南省目前发展新型储能最为重要的政策支撑。未落实25号文的要求，国家能源局河南省监管办印发《河南新型储能参与电力调峰辅助服务市场规则（试行）》的通知，明确独立储能电站参与辅助服务市场操作细则。河南省电力交易中心发布《河南省新型储能容量市场化交易试点方案》，明确储能容量交易办法。2023年9月，河南省电力公司印发《河南电网独立储能项目电力调度管理指导意见》，落实充放电次数要求。目前，河南省发改委能源局正在研究编制河南省非独立储能项目奖励验收方案，对于2023年度投入使用并通过验收后的新能源配建和用户侧非独立储能项目给予140元/千瓦时一次性奖励。为引导新型储能科学合理配置，以提升系统调节能力、平抑新能源和负荷供需两端波动、促进新能源合理消纳为目标，统筹全省新能源利用率和顶峰保供需求，河南省发改委能源局正在研究制定新型储能“分层分区，分时有序”的建设规划布局方案，指导地市科学配储、有序建设。
这里分享下河南省储能电站的收益模式。对于独立储能电站，可参与中长期交易市场，充电时执行分时电价政策，电网代购，不承担输配电价和政府性基金及附加，放电时，给与国内最高的特殊电价政策支持，即十四五期间，保供期按燃煤当月平均电价1.64倍执行，由电网企业收购。另外，参与调峰辅助服务市场，上限暂为0.3元/千瓦时，优先出清，保证调度不少于350次。共享租赁市场方面，不超过200元/千瓦时/年，电力交易中心统一登记备案和交易，容量归全省范围内新能源租赁使用。某独立储能电站，在上述收益落实后，资本金内部收益率可达14%左右，相当可观。对于非独立储能电站，即新能源配建的储能设施和用户侧储能设施，建设规模在1000千瓦时以上的，投入使用并通过核查验收后，省财政在下一年给予一次性奖励奖励政策逐年退坡，2023、2024、2025年标准分别为140元、120元、100元/千瓦时。以某用户侧储能项目为例，其资本金内部收益率可达9.21%。
下面我们讨论下调整峰谷分时电价对储能电站收益的影响。以河南省为例，现行的峰谷区间，独立储能项目遇到的问题，在于中午分布式光伏大发，系统负荷下降，需要电站充电调峰，而此时，分时电价是峰值时段，导致独立储能“高价充电”。为解决该问题，如果我们将午间电价调整为平价，甚至部分月份调整为谷段。那么将极大刺激独立储能项目的投资积极性。然而，对于用户侧储能，效果则相反，原来可以两充两放的运行模式，变成了一充一放。电池利用率下降，且为了充分利用峰谷时段，电池容量将从3小时扩大到4小时甚至6小时，增加了项目建设成本。针对用户侧储能，我们进行了详细的测算对比，我们分了是否增加容量电费、用户自建还是合同能源管理等4种场景，在先行分时电价方案、调整为“长峰长谷”的分时电价方案和调整为“长峰长谷”且输配电价不参与浮动等3种模式下，测算发现：1、调整峰谷时段，用户侧储能应同时调整建设规模才能保证收益，“长峰长谷”的分时方案下，调整储能时长为4小时以上，基本可以维持项目收益率；2、输配电价是否参与浮动，对项目收益率影响较大，当输配电价不参与浮动时，项目收益大幅度下降，甚至无投资价值。
最后，我分享下我们院执行的几个储能电站时的经验。
磷酸铁锂储能电站：1、电芯容量还是选大的好，一致性强。2、电芯可选缠绕式，能量密度高，但需考虑与集成商的适配性。3、根据电池性能决定采用主动均衡还是被动均衡。4、根据电站应用场景侧重关注电池的寿命，调峰电站看电池的日历寿命，调频电站看电池的循环寿命。5、冷却技术方面，浸没式冷却技术结合了消防和冷却两个命题，值得关注。6、锂离子电池的早期预警不容忽视，消防手段建议做到气体消防为主，水消防为后备。7、拓扑结构，集中与组串式各有优缺点，最近多个厂家推出5MWh的系统，拓扑结构值得关注。8、PCS的构网能力越来越受到关注，需要注意构网型储能系统的造价有所提高。9、锂资源的价格波动值得关注，避免工程执行阶段超概。
液流电池电站：1、电站设计要考虑利用重力分离电解液和电堆，降低自放电率，提高电站效率。2、钢结构设计、站房式设计有优化空间。3、经济性计算的边界条件不能套用锂电，如DOD、SOC、循环次数、寿命等都有不同，并应适当计算残值。
压缩空气储能电站：1、站址选择充分利用硐穴、盐穴。2、绝热、补热、换热技术是难点。3、技术路线较为丰富，我们院正在与西安交通大学合作研究无坝抽水蓄能技术的工程化应用，将抽蓄与压缩空气储能技术融合。
给项目业主提几个建设新型储能电站的建议：1、选择成熟有经验的设计团队、总承包方。储能项目政策依赖性强，且建设要求工期短有经验的团队可以帮业主透彻分析政策背景，把握政策脉络，识别项目风险，保证项目顺利实施。2、采用先进成熟的储能技术。储能标准不断修编，需准确平衡好技术成熟和技术先进之间的关系，最大程度降低造价保证安全。3、选择高质量品牌电池。独立储能项目，用的多，效率高才能挣钱，因此电池不能差可以选择一线品牌，也可选择二线专业储能电池配置一线集成商。4、重视投资消防。电化学储能的安全性非常重要。其电池热失控的早期预警、消防手段和措施投资必须重视。在西北等建设空间富裕的地区，宜适当拉大设施间距;在空间紧凑的地区建设储能，则应加大防火墙、消防设施方面的投资。保证项目安全性。
最后分享2个我们院参与建设的电站照片，一个是鹤壁鹤淇电厂的电化学储能电站，项目规模100MW/200MWh，在火电厂关停的一期厂址内建设，充分利用了废弃厂址物理空间和高压配电装置。第二个是中广核浚县独立储能项目，这是我们院EPC总包完成的，项目从总包合同签订到并网投运，不到三个月的时间，只要供货没问题，磷酸铁锂储能电站的作业面可以扩大，在保证安全的前提下，工期还是可以抢出来的。
我分享就这些，谢谢大家。
