從煤電大省到新能源發展“新秀”，近年來，安徽交出了可再生能源發展的傲人成績單。相關數據顯示，截至2019年，安徽省可再生能源總裝機容量占到總裝機量的28%。其中，光伏裝機規模已達1254萬千瓦，位列全國第五。

隨著新能源加快發展、能源結構逐步優化，為緩解電網消納壓力，安徽省亦率先在全國開展了“風電+儲能”建設，卓有成效地探索了儲能的市場化應用。

各種儲能形式“百花齊放”

位于安徽省淮北市濉溪縣孫疃鎮和四鋪鎮境內的華潤濉溪孫疃50兆瓦風電場，即是安徽開展“風電+儲能”的典型示范。當前，該項目已于今年7月成功并網發電。

據中國能源建設集團安徽省電力設計院有限公司相關負責人介紹，華潤濉溪孫疃50兆瓦風電場裝機容量達50兆瓦，配套建設10兆瓦/10兆瓦時電化學儲能系統。“通過‘風電+儲能’建設模式，風電場的運行調節能力、電網的整體調峰、調頻能力均大大提升，其在保障大電網安全和新能源消納過程中發揮了重要作用。”

據介紹，該項目計劃建成后，預計年上網電量達12080萬度，每年可節約標準煤3.92萬噸，同時可大量減少二氧化碳、二氧化硫、氮氧化合物和煙塵等有毒有害氣體排放,最大限度減輕環境污染。

抽水蓄能電站也是安徽省儲能發展的主要形式。據記者了解，當前，安徽省抽水蓄能裝機規模已達288萬千瓦，其中，已投產抽水蓄能電站3座，在建2座。


近日，中國能源建設集團安徽省電力設計院有限公司安徽省能源研究院電力規劃中心副主任孟祥娟在第十屆中國國際儲能大會上介紹，在儲能應用的其他領域，安徽均有嘗試。如在用戶側儲能領域，目前安徽省最大的用戶側儲能——廬江國軒75兆瓦/300兆瓦時已建設完成；而在電網側儲能領域，國內第一個兆瓦級氫能源儲能電站也已落戶安徽六安市。

多因素“力捧”儲能發展

相關數據顯示，目前，安徽省八個地市的新能源裝機總規模超100萬千瓦，今年1—5月，全省新能源發電量增幅達到25.9%，新能源裝機負荷低谷時段多次出現了新能源消納風險。

“今年1—5月，安徽省新能源月均最大負荷達到了821萬千瓦，電網調峰問題凸出。多個500千伏輸電通道出現重載、滿載現象。日益增大的電網調控缺口，為抽水蓄能、電化學儲能發展提供了重要契機。”孟祥娟說。

與此同時，近年來安徽省全社會用電需求不斷加大，導致電網峰谷差持續擴大，電網調峰壓力與日俱增，也是儲能發展的主要動力。

相關數據顯示，2019年，安徽全社會用電量、最大負荷分別為2300億千瓦時、4480萬千瓦。用電量增速高出全國2.6個百分點。

“用電需求高速增長態勢下，峰谷差亦呈現逐年增大趨勢。2019年按安徽省最大用電峰谷差為1369.82萬千瓦，同比增加了117.3萬千瓦。”孟祥娟說， 在此背景下，推動安徽省相繼出臺了儲能發展的一系列相關政策。2019年，華東能源監管局印發了《關于安徽電力調峰輔助服務市場轉入試運行的通知》、《關于公開征求對電化學儲能電站參與安徽電力調峰輔助服務市場規則條款意見的公告》，從而為儲能發展明確了方向。

盈利難成最大掣肘

采訪中， 記者了解到， 盡管安徽省在推動儲能發展方面交出了高分答卷，但在用戶側、電源側、電網側應用層面仍存諸多瓶頸。

“在用戶側儲能應用層面，安徽省峰谷價差較小，盈利空間受限。”孟祥娟說，“用戶側儲能發展的主要盈利模式是峰谷套利，而在7、8、9月，安徽省工商業及其他用電峰谷價差在0.56—0.61元之間，其他月份在0.51—0.55元之間，總體來說，峰谷價差較小，盈利空間不太可觀。”

在電網側儲能應用層面，孟祥娟分析，目前安徽省尚未出臺調頻輔助服務市場運營及管理準則，電源側配置儲能電站成本較大，棄風棄電收益難以彌補投資增加。“以安徽省電源側風電廠配置儲能電站為例，若按照20%容量規模測算，電化學儲能投資將占到系統總成本的6%左右，投資壓力較大。”

“隨著新能源的進一步發展，未來儲能領域將有望突破峰谷套利盈利局限，實現多場景規模化發展。”孟祥娟進一步分析指出。