陕西打造多元化储能建设样本

近日，陕西省科学技术厅公布了2022年度“陕西省工程技术研究中心”建设名单，“陕西省风光发电与多元储能工程技术研究中心”获批。自从今年陕西省碳达峰碳中和实施意见提出加快了多元化储能技术应用后，抽水蓄能、盐穴压缩空气储能、电源侧大规模集中共享储能等多种储能形式在如火如荼探索中。

受访的业内人士表示，陕西省储能发展路线选择是成本和市场需求的选择，是紧扣陕西省新能源与储能发展的实际需求和技术瓶颈。

近年来，陕西省可再生能源装机不断提升，截至目前已突破3000万千瓦，其中，风电1200万千瓦，光伏1400万千瓦。预计到“十四五”末，陕西省可再生能源装机将达到6500万千瓦，非化石能源消费占比达到16%以上。

陕西的风光新能源负荷多集中在关中和陕北地区，关中负荷占比56.2%，陕北负荷占比32.2%，陕南负荷占比11.6%。该地区同时也是大负荷集中地带，关中日复合峰谷差较大，陕北榆林延安一带负荷增速快。今年，陕西全省新能源累计发电11亿千瓦时，夏季大负荷时段峰谷差达到1000万千瓦以上，电网对新能源的消纳和日调峰有着迫切的需求。

据陕西电力储能有限公司董事长张维佳介绍：“陕西南部地区具有丰富的水电资源和建设抽蓄电站的条件，但因地区用电负荷小，750千伏主电网还未延伸，上网送出受限，该地区风光资源缺乏，没有消纳需求，所以不适宜大规模开展抽蓄项目建设。关中-陕北的750千伏主网已建成，且具备4回省外送出通道，具备大规模储能电站的接入条件。基于此，我们组建了榆林电力储能公司，现阶段重点在关中-陕北地区尝试开发多元化电网储能项目，服务新能源上网及用户的安全可靠用电，服务区域经济可持续高质量发展。”

陕西省能源局新能源处副处长郭廷波表示，新型储能以其选址灵活、建设周期短、响应快速灵活、功能特性多样，成为保障电力系统安全稳定、经济运行不可或缺的配套设施。“十四五”期间，陕西省力争全省新型储能累计装机规模达到200万千瓦以上，孕育一批具备核心技术的市场主体，形成较为完善的技术和标准体系，初步形成新型储能在源网荷侧的商业模式。

郭廷波介绍，在储能技术路线选型方面，陕西省以推动多元化技术开发和示范为出发点，鼓励并支持建设企业开展储热、储氢、压缩空气及其他创新储能技术的示范应用。“我们针对主流锂电池储能电站，提出了储能系统性能指标和运营生命周期的门槛性要求，确保示范项目的技术先进性和安全性。”

“储能技术选择也需要因地制宜。我们与中国电建、中国能建、中储国能等的下属设计技术单位一起，对陕西地域资源进行了摸排，编制了初步规划，确定了试点项目。”张维佳表示，“例如，榆林地区有较为丰富的盐穴资源，但普遍处于2600米深度以下，而国内已并网的盐穴压缩空气储能示范项目深度在800米左右。经过专家组现场勘察论证，认为目前受技术瓶颈制约，盐穴压缩空气储能造价、效率都难以保证，有待于技术进一步突破。经实地考察，我们选择应用了中科院盐穴压缩空气储能技术，发挥其生产安全稳定，运行效率高，建设周期短，造价合理，使用寿命长等优势。”

张维佳还介绍，在关中北部三原、泾阳、凤翔一带和延安周边地区，该公司依托岩石山体建设了700兆瓦、3500兆瓦时试点储能项目。目前已完成上述项目建议书编制，近期将启动前期工作。为降低风险，一期建设100兆瓦机组，待投产运行后，再开工建设后续2台300兆瓦机组。项目有望在2025年前全面建成并网，将有效缓解750千伏夏州供电区新能源消纳受限问题。

业内人士认为，在运营模式上，陕西省电网侧布局的储能项目将采用两部制电价或独立共享储能纳入市场交易，这取决于后续陕西省的相关政策。参照目前其他省的相关政策，采用独立共享储能交易模式，相对经济一些，总投资收益率可达到9%左右。

“我们正在研究‘变电+储能’一体化站的可推广技术。”张维佳表示，若城市周边每个枢纽变电站都能配套一定容量和时长的储能设施，将对电网的调峰能力、故障应急能力有极大提升，也符合国家能源安全和战略需要。之前有单位尝试在变电站布置电化学储能模块，但都因为消防安全问题无法解决，而最终停业或拆除。不过，电网对这方面的需求迫切，若能解决效率造价和占地问题，物理储能将会得到广泛应用。

据张维佳介绍，330千伏变电站处于能源化工企业和新能源电力的集中地带，探索“变电+储能”一体化有先行意义。“以陕西省榆林市神木大保当镇为例，其新能源上网长期受限，我们尝试神木大保200兆瓦/1000兆瓦时一体化储能加变电一体化站。我们拟定了两种方案，方案一是中科院技术，利用站外现有大型矿坑，采用多层或立式储气罐压缩空气方式，建设两台100兆瓦机组；方案二是在德阳东气试点的西安交大技术，采用大型常压柔性二氧化碳储气仓，压缩二氧化碳变相储能方式。待方案完成后，组织专家评审比较能达到造价效率，后期占地减少到50亩左右，将完全有可能在西安等大中型城市全面部署。”