海南电网宁光涛：海南电网储能应用展望

储能发展的出路就在于源网荷的互动式电价机制。在源、网、用户侧利益不变的情况下，把降低的电价红利怎么分，这个算法我相信在今年年底我们就会拿出来，不仅有策略，而且还要有软件计算。我希望海南能作为我们储能电价改革的最先行实验区。

——海南电网宁光涛

2020年8月26-28日，由中国能源研究会、中关村管委会、中关村科学城管委会指导，中国能源研究会储能专委会、中关村储能产业技术联盟、中国科学院工程热物理研究所联合主办的“第九届储能国际峰会暨展览会”在北京召开。峰会主题聚焦“聚储能十年之势，创产业十四五新机”，同期举办储能联盟十年纪念论坛。北极星储能网、北极星电力APP对本次峰会进行全程直播。

在8月27日“电网侧储能的市场化路径”分论坛上，中国南方电网海南电网有限责任公司调研员、教授级高工宁光涛作“海南电网储能应用展望”主题报告。

海南电网宁光涛

宁光涛：各位专家、各位嘉宾：大家下午好！

我的分享内容总共有四个部分。

首先说一下海南电网的现状。2019年负荷水平最大的用电量355亿kWh，最大负荷577万kW,总装机容量920万kW，新能源装机比例占62%，电量只有50%，按照远景规划，海南省清洁能源的比例要达到100%，所以说我们海南对储能的需求量就更大了。

我们从电网结构上看，我们现在核电一期是2台65万，二期两台125万，主力电源布局基本在西部，东部将来会布置一些气电。22万是环岛双环网、目字形结构。将来50万的网架，是“日”字型的，如果有足够多的储能，单环网就可以了。

海南电网现在存在的问题，第一，从负荷特性看，海南以三产为主，跟其他所有省份不一样，我们三产占60%，而且到2030年将占到80%，二产的比例非常低，峰谷差比较大，冬季最小负荷率只有0.46。第二，大机小网问题突出，我们负荷比较低，核电百万机组，这么低的负荷，这么大的单机容量，给我们运行带来很多困难，为什么要建联网线，是为了系统稳定来建的，平时是没有电流交换的。

第三个问题就是我们的电源布局不合理，设备利用效率比较低。我们主要的电源都在西部，同样在海南省也存在西电东送的问题，有些断面潮流非常的轻，有些断面潮流又非常的重，这个问题非常突出。

第四个特点是调峰，我们调峰非常非常的困难，特别后续的二期三期核电上来以后，核电可以参加调峰不经济，不很安全。

最后一个特点是我们的自然灾害比较多，它这个气候特点叫三高三强，高温、高湿、高盐密，强风、强雨、强雷电，恶劣气候对我们电网运行可靠性影响非常大的，再者我们海南重要的活动比较多，博鳌论坛，文昌卫星发射基地，可靠性要求非常高。

这六个特点也是我们的六个问题，从这六个方面来分析的话，我们看看海南电网对储能的需求，我们六个方面的问题中最主要矛盾是调峰问题，储能技术是解决这几个问题的重要手段，其他的也可以解决，但是相对来说,储能是最经济的。

接下来说一下储能的应用场景。我在这里强调的是储能不管是在电源侧、电网侧还是在用户侧，只要我们的调度可调的话，对电力系统运行稳定来讲它的作用是一样的，哪一侧无所谓，只要可调可控那都是一样的结果。

根据海南电网的储能规划，因为我们2019就做了储能规划，刚才的演讲嘉宾说到浙江的规划，其实海南的规划跟他们有所不同，可能我们出发点不一样，这个就不能展开说啦。我们看2025年，系统需求是1400万千瓦时，是不是很动心，但是我们要求储能的成本不能大于2300元/千瓦时，如果大于2300不行。到2035年我们系统的需求是2160万千瓦时，这个时候要求的储能综合成本低于2000元/千瓦时，到2050年我们达到饱和负荷，系统的需求是2640万千瓦时，成本同样不能大于2000元。从成本角度看，储能的成本3500元/千瓦时的时候，我们系统消纳能力，电网能够承受的，在不涨电价的情况下，能够承受的400、600和1000千瓦时，成本降到两千五的时候，最大规模达到1000、1200和1600千瓦时，再进一步降低，还可以再更高一点。

现在海南储能有六十万的抽蓄，三沙2MWH的示范工程，下边可能还要在智能电网示范省的五个示范区还要建一些储能，包括冰蓄冷和电化学储能，当然了，因为目前它的价格机制问题，规划是规划了，但是能不能落地还不好说，包括我们储能规划也一样。根据我们的研究，储能要建在用户侧，建在负荷中心，对电力系统运行最经济，潮流分布是最合理的，根据负荷的分配，我们海口地区需求最大，其次是三亚和西部地区。刚才给出的数据，依据是我们远景的负荷水平是2200千瓦。

下面我们再分析一下大规模的储能建设以后对我们电力系统的负荷曲线、全社会的经济性和电网的可靠性有什么影响。

首先看对负荷曲线的影响，冬季夏季差别不明显，海南有8个月的夏天，冬天我们还要取暖，高湿度需要除湿，由于是旅游旺季，冬天负荷还是很高的。但是如果我们加了这个储能以后，我们冬季和夏天的负荷曲线得到大大改善，最小负荷率上升到0.9会有什么结果，增加储能570万kW/1140万kWh，可替代同容量气电机组，可降低尖峰负荷384万kW。

其次是经济性问题，加了储能以后，首先我的负荷曲线改善了以后，如果说最小负荷率变成0.9以后，可减少调峰电厂的建设，电网侧减少了下网的容量，我们的输电容量会减少，变电容量也会降低，电源侧、电网侧的投资都会大幅度降低，这个时候有几个数据，如果说我们储能造价是3000元/千瓦时，我们新增储能装置达到380万千瓦，这个时候我们的年费用可减少7.7亿元，电费可以降到7厘/度。综合造价达到2500的时候，那么这时候每一度电可以降1.4分，再降到2000的时候，电价会继续降。能够降电价这个肯定对全社会是有好处的。

储能对可靠性影响，对大电网不好讲，海南是一个孤网这个时候效果就明显了，所以说的话，储能上了规模以后，对提高供电可靠性是比较大的，但储能达到一定规模以后，一开始经济非常好，随着大规模储能的投入以后，越往后经济性会下降。要做好经济性和可靠性之间的平衡。

第二个就是储能的增加，可以增加我们分布式能源的渗透率，也就是光伏和风电渗透率会提高，这个就不用说了，大家都懂。我们南网有一个团队，会对储能的调度有一个研究，不同的这个运行策略对我们系统可靠性的影响是不一样的，这个也是不言而喻的。

储能本体引发的故障，对我们电力系统可靠性会有影响的，这个都是定性的没有定量，很多计算很复杂今天给大家从概念上做一个交流。

储能商业模式的现状就不重复了。现在是用户侧比较火，电网侧的，这个电价机制没有，所以说电网侧投了储能没有收益谁来投？这个有问题，我们怎么解决呢？

充电汽车在将来就是一个移动的储能电站，你把它集中调度，我们有一个科技项目也在做这方面研究，现在只有一个初步研究成果，最终结果还没有出来，但是肯定是可以以当成一个移动储能站的，把它集成起来，因为海南2025年以后不再卖汽油车了，全是电动汽车新能源汽车，所以在海南的交通是以充电汽车是为主的，我们不得不压强这方面的研究。

石墨烯材料的利用使我们的电化学储能得到长足的发展，给大家透露一下，我们国家的石墨烯的生产取得了突破性的进展，可以人工合成石墨烯，用石墨废料合成，成本降低到现有成本的万分之一，石墨烯材料的应用，研发出了大容量固态聚合物锂电池和超级电容，由于其内阻更小发热小，能量密度更大，使电化学储能的安全性得到了提高，充电时间更短、放电倍率更大，特别是像我们文昌卫星发射基地，是抗瞬间扰动，甚至几秒钟就过去了，不需要多大的容量，但是需要大功率，放电功率越高越经济。

储能发展的出路就在于源网荷的互动的分时电价机制。源网荷的互动分时电价机制是复杂的，包括大规模储能上来以后怎么样分时，源网用户侧利益不变的情况下，把降低的电价红利怎么分，又是一种算法，这个算法我相信在今年年底我们就会拿出来，我不仅有策略而且还有软件计算，只要政府一声令下马上就可执行。我希望海南能作为储能最先行的实验区。

总结一下，看看我们建设大规模的储能，首先可以削峰填谷，替代一部分的气电，减少输配电工程的建设，提高设备利用效率，可以降电价。第二点可以提高风光核等非化石能源的可调度能力，从而提升新能源的消纳能力，实现能源的清洁化，有助于加快能源转型战略的实施。我们的储能在海南刚才看了需求那么大容量，就看你的技术水平，成本降下来没有，这么大容量需求是没问题的。刚才的数据没有包括我们新能源配的储能，风电和光伏再配那是额外的，我仅仅是从系统需求来讲的。跟大家分享到这儿，谢谢。