高载能产业向西北迈进 风光装机增大背景下新疆储能大有可为

　　随着我国产业结构的梯次转移，未来高载能产业将会向西北进驻，以新疆为代表的重点地区将继续保持较快的电力负荷增长趋势。

　　数据显示，2018年新疆全社会用电量2890亿千瓦时，2014~2018年年均增长11%;最大负荷4650万千瓦，年均增长12%。2018年，新疆外送电量503.2亿千瓦时，2014~2018年年均增长31%。

　　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