从煤电大省到新能源发展“新秀”，近年来，安徽交出了可再生能源发展的傲人成绩单。相关数据显示，截至2019年，安徽省可再生能源总装机容量占到总装机量的28%。其中，光伏装机规模已达1254万千瓦，位列全国第五。

随着新能源加快发展、能源结构逐步优化，为缓解电网消纳压力，安徽省亦率先在全国开展了“风电+储能”建设，卓有成效地探索了储能的市场化应用。

各种储能形式“百花齐放”

位于安徽省淮北市濉溪县孙疃镇和四铺镇境内的华润濉溪孙疃50兆瓦风电场，即是安徽开展“风电+储能”的典型示范。当前，该项目已于今年7月成功并网发电。

据中国能源建设集团安徽省电力设计院有限公司相关负责人介绍，华润濉溪孙疃50兆瓦风电场装机容量达50兆瓦，配套建设10兆瓦/10兆瓦时电化学储能系统。“通过‘风电+储能’建设模式，风电场的运行调节能力、电网的整体调峰、调频能力均大大提升，其在保障大电网安全和新能源消纳过程中发挥了重要作用。”

据介绍，该项目计划建成后，预计年上网电量达12080万度，每年可节约标准煤3.92万吨，同时可大量减少二氧化碳、二氧化硫、氮氧化合物和烟尘等有毒有害气体排放,最大限度减轻环境污染。

抽水蓄能电站也是安徽省储能发展的主要形式。据记者了解，当前，安徽省抽水蓄能装机规模已达288万千瓦，其中，已投产抽水蓄能电站3座，在建2座。

近日，中国能源建设集团安徽省电力设计院有限公司安徽省能源研究院电力规划中心副主任孟祥娟在第十届中国国际储能大会上介绍，在储能应用的其他领域，安徽均有尝试。如在用户侧储能领域，目前安徽省最大的用户侧储能——庐江国轩75兆瓦/300兆瓦时已建设完成；而在电网侧储能领域，国内第一个兆瓦级氢能源储能电站也已落户安徽六安市。

多因素“力捧”储能发展

相关数据显示，目前，安徽省八个地市的新能源装机总规模超100万千瓦，今年1—5月，全省新能源发电量增幅达到25.9%，新能源装机负荷低谷时段多次出现了新能源消纳风险。

“今年1—5月，安徽省新能源月均最大负荷达到了821万千瓦，电网调峰问题凸出。多个500千伏输电通道出现重载、满载现象。日益增大的电网调控缺口，为抽水蓄能、电化学储能发展提供了重要契机。”孟祥娟说。

与此同时，近年来安徽省全社会用电需求不断加大，导致电网峰谷差持续扩大，电网调峰压力与日俱增，也是储能发展的主要动力。

相关数据显示，2019年，安徽全社会用电量、最大负荷分别为2300亿千瓦时、4480万千瓦。用电量增速高出全国2.6个百分点。

“用电需求高速增长态势下，峰谷差亦呈现逐年增大趋势。2019年按安徽省最大用电峰谷差为1369.82万千瓦，同比增加了117.3万千瓦。”孟祥娟说， 在此背景下，推动安徽省相继出台了储能发展的一系列相关政策。2019年，华东能源监管局印发了《关于安徽电力调峰辅助服务市场转入试运行的通知》、《关于公开征求对电化学储能电站参与安徽电力调峰辅助服务市场规则条款意见的公告》，从而为储能发展明确了方向。

盈利难成最大掣肘

采访中， 记者了解到， 尽管安徽省在推动储能发展方面交出了高分答卷，但在用户侧、电源侧、电网侧应用层面仍存诸多瓶颈。

“在用户侧储能应用层面，安徽省峰谷价差较小，盈利空间受限。”孟祥娟说，“用户侧储能发展的主要盈利模式是峰谷套利，而在7、8、9月，安徽省工商业及其他用电峰谷价差在0.56—0.61元之间，其他月份在0.51—0.55元之间，总体来说，峰谷价差较小，盈利空间不太可观。”

在电网侧储能应用层面，孟祥娟分析，目前安徽省尚未出台调频辅助服务市场运营及管理准则，电源侧配置储能电站成本较大，弃风弃电收益难以弥补投资增加。“以安徽省电源侧风电厂配置储能电站为例，若按照20%容量规模测算，电化学储能投资将占到系统总成本的6%左右，投资压力较大。”

“随着新能源的进一步发展，未来储能领域将有望突破峰谷套利盈利局限，实现多场景规模化发展。”孟祥娟进一步分析指出。