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新疆的新能源发电装机走在全国前列,尤其风光发电,2018年风电发电量360.3亿kW·h,风电最大出力9610MW,风电年平均发电利用小时数为2024小时,全年累计弃风电量106.9亿kW·h。弃风比22.9%。
2018年,光伏发电量116.7亿kW·h,光伏最大出力6081MW, 光伏累计利用小时数1337小时,全年累计弃光电量21.4亿kW·h。弃光比15.5%。
根据电力发展规划,至2025年,新疆内用电源达到12956万千瓦,其中水电、火电、风电、光伏、其它 (燃气、生物质、余热)占比分别为 14.2%、54.9%、 18.0%、11.4%、 1.4%。
可以看出,火电装机比重将进一步下降,而新能源装机比重进一步加大。另一方面,新疆外送电量在持续增长。
“十三五”末,新疆电网建成1回±1100kV特高压直流输电工程和1回±800kV特高压直流输电工程,形成2回特高压直流 跨区外送格局,输电容量2000万 kW。建成环塔里木大环网和交流外送第三通道,交流外送能力提升至600万kW 。
根据规划,2020~2025年,新疆将建成准哈密北~“三华”±1100kV特高压直流项目,形成三条特高压外送通道格局 ,总外送能力为3200千瓦。
至2025年建成乌昌核心、新 疆北部、东部、环塔里木盆地等8个双环网,形成“强直强交”网架结构,支撑多直流大规模电力外送。
由于新疆风电和光伏发电出力特性与负荷特性差异巨大,且装机比重很大,造成弃风、弃光率长期居高不下。
因此,将储能技术大规模应用于电力系统,逐步通过储能形成电源与负荷之间的“弹性”连接,是解决调峰困难的重要技术手段。
推广储能应用,是推进新疆电源结构调整的重要举措。调峰需求是未来新疆储能应用的主要方向。
除此之外,还有输(配)电服务,缓解部分电网受阻通道的输(配)电压力。还有增量配电网,通过趸购和零售实现价差套利;提高孤立电网或弱连接电网的供电可靠性,这些都是新疆储能可发展的应用领域。
新疆储能规划的技术路线怎么走?
新疆储能规划主要结果:
已建成的两条直流外送电已经配备了大量的火电来调峰,不需要再配置储能。
适用于新疆的储能技术
考虑到新疆的风电和光伏发电站分布广、储能政策激励机制在不断完善、开发商资金链紧张且多在观望中,新疆的储能技术路线应是工程造价低(特别是初期资金投入要低)、技术成熟、能量转换效率高、运行费用低、应用范围广、便于灵活布置和环保无污染的储能技术方案。
电化学储能技术正好具备上述优点,因此,未来新疆储能技术路线应是以电化学储能为主,以抽水蓄能和蓄热式储能为辅。
新疆是能源基地,是全国电力系统的主要送端之一,在新疆的储能,主要目的是促进可再生能源发电的消纳,实现新疆的电源结构调整。
储能站的总体分布,应减轻电网送电压力,便于调度计量,并有利于储能企业赢利和持续发展。
基于上述两点,新疆的储能站总体布局,应基本与可再生能源发电布局大体一致。但在局部区域,可结合电网实际情况建设一定容量的受端(负荷侧)储能站。
新疆储能电站布局规划
新疆储能相关政策介绍
2019年5月,新疆发改委、国家能源局新疆监管办正式发布了《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》。
本次光伏储能联合运行试点项目布局在南 疆四地州,其中:喀什地区装机规模不超过15万千瓦,和田地区装机规模不超过 10万千瓦,克州装机规模不超过5万千瓦,阿克苏地区装机规模不超过5万千瓦。
其中第四条:加快完善《新疆电力辅助服务市场运营规则(试行)》,鼓励储能项目按照《新疆电力辅助服务市场运营规则(试行)》,参与电力辅助服务市场,并取 得相应的收益。
第六条:光伏电站配套储能电站的电价执行所在光伏电站电价政策,与光伏电站一体化运行并享受相应补贴。
几个认识误区
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