8月7日-8日，由华北电力大学、中国可再生能源学会主办的“第一届中国储能学术论坛暨风光储创新技术大会”在北京召开。在分论坛“源网荷储协同优化”专场，国网吉林电力科学研究院电网技术中心副主任李德鑫在“模化储能电站在吉林电网应用的前景”主题演讲中，透露了吉林电网侧储能项目相关信息。

一、吉林开展规模化储能应用的必要性

1.提高系统调峰能力，促进新能源产业发展。

吉林电网以500千伏和220千伏为主，主要是输送东北电网的新能源电力。吉林电网电力装机总共有2400万，2018年底风电装机容量是514万，光伏达到203万，新能源总的装机容量占吉林省的装机容量35%，吉林电网新能源渗透率比较高。

吉林省电力负荷2018年底为657亿，增速8%，预计2019年将达到690亿、2020年764亿，年均增速大概5%。

吉林电网新能源的弃风率从30%逐渐降到了2018年的6%，吉林电网面临新一批新能源的发展。新能源装机增速超过吉林省负荷的增速，给新能源的消纳带来很大的困难。

2019年这个弃电率将达到8.7%，弃风率9.52%。2020年弃电率10.02%， 弃风率10.8%，系统调峰能力占新能源弃电比例为89%，提高系统调峰能力就能直接提升新能源的消纳能力。吉林省最小负荷在550万，在低谷的时候调峰非常困难，导致新能源消纳形势十分严峻。

分析认为吉林电网在调峰空间在200万以内的概率能达到87.6%，在吉林建设电化学储能系统提高系统调峰能力、促进新能源消纳是极为迫切的一个需求。

2.储能系统能提高系统调频能力，提高电网稳定性。

新能源装机增速提高，大规模的风电和光伏新能源通过并网变流器与电网连接，由于并网变流器的控制方式使得新能源电源的机械动态过程与电网间完全解耦，在一定程度上降低了系统的转动惯量，特别是风电、光伏高出力模式下，系统惯量将大幅降低。

电网中配置一定容量的储能，可利用其毫秒级的响应特性，参与电网的一次、二次调频。

国家能源局及五部委已经发布一系列支持储能发展的重要文件，其中2019年初国家电网公司关于促进电网储能健康有序发展的指导意见，电网公司鼓励储能投资建设、促进多站融合落成，有效支撑公司泛在电力物联网建设。按照国家电网有限公司关于印发公司2019年重点工作任务的通知要求，变电站加储能电站、多站融合是建设任务之一。

二、储能系统在吉林省的商业模式

首先是参与电网调峰调频辅助服务。2019年6月，国家能源局东北监管局印发了《东北电力辅助服务市场运行规则》，鼓励电储能参与东北电网调峰交易，在火电厂计量出口内建设的电储能设施，与火电机组联合参与调峰，按照深度调峰管理、费用计算和补偿。

由于东北地区的调节需求进一步增加，东北电网也已经进行了几轮的调频幅度的政策研究，预计将来有可能也会把交易市场打开，将会给储能在整个东北地区乃至吉林电网的调频市场中发挥重要的作用。

此外在新能源发电侧配置储能，储能电池还能提高风电和光伏电站的友好性。

需求侧峰谷价差套利。吉林省峰谷差的价差是0.69245元/kWh，用户侧的储能还可参与辅助服务，能得到1-2毛钱的补贴。考虑到电池的综合效率，届时峰谷差加上它去参与调峰辅助补贴，预计将会有7.5毛到八毛钱的套利空间。

三、吉林省储能的规划布局

测算吉林省规划储能系统消纳风电效果：

预计2020年，吉林省的风电装机将达到875万，弃风率是10.8%，储能系统可明显提高风电消纳能力：当配置700MW储能的时候，弃风比例能降到4.63%，配置1000MW储能的时候，弃风率能降到3.3%，能完成国网公司以及政府给我们的消纳指标。

预计2023年，吉林省风电将突破一千万，弃风率达到12.5%，这个时候测算配置储能系统：若配置700MW/2800MWh的储能系统，弃风比例可达到7.72%，只能完成政府的2%，当配置储能系统容量达到1300MW，弃风比例能降到4.63%。

通过测算研究，形成吉林省的储能规划布局：

1. 在松原、白城、四平地区风电场集中接入的220千伏及以上变电站或风电场升压站内；

2. 在省内重要的断面送、受端的火电厂或者220千伏及以上的变电站，利用储能跟火电机组进行辅助调峰。

3. 布置在主变重载的变电站内。

四、吉林电网储能电站示范应用

第一个就是火电+储能调峰示范工程，主要源自于国网的一个科技项目，我们选择了国电投的东南热电厂。通过研究一下储能系统接入技术、调用技术还有它的前期商业模式，我们在储能示范工程的时候，容量相对较小，选择一兆瓦半小时的锂电池。在这里调度方案，是火电机组和储能系统由省调分别独立调度，在调度层面实现调峰的时候，都是基于AGC系统。调峰窗口打开以后，AGC通过下发指令，去实时调度到储能系统。这是火电+储能调峰示范工程的通信架构和任务分工。

第二个示范工程是电网侧储能电站，目前正在进行可研阶段的研究。我们选择的储能电站规模是40MW/80MWh，占地四千到五千平米。为了调峰的时候，能够将电快速的放出来，采用了高功率的PCS。该项目初步打算选址在一个二百千伏变电站。初步选的是锂电池，锂电池储能电站年循环次数约为450次每年，全部参加深度调峰。运营投资模式以采用社会投资模式，项目动态总投资为19642万元，建筑工程费689万。通该项目虽然建在电网侧，但可参与电网调峰辅助服务。

吉林省针对该项目提出一种新型的市场模式。初步测算，它的收益主要为调峰补偿收益加上放电收益减去充电的成本，充电电价按照风电跨区外送电价，约0.28元/kWh，放电电价是0.3731元/kWh，深度调峰的辅助服务费用按照1元/kWh电进行计算。

按照边界条件测算，运营期十年、还贷年限五年，储能电站的全资金内部收益率为7.12%，大于标准内部的收益率6.3%，静态回收期为7.71年，在运营期内投资可回收，具有一定的经济效益。