本网消息    安徽省统计局今年3月发布的《安徽省2024年国民经济和社会发展统计公报》显示，2024年末，我省可再生能源发电装机容量首次超过了燃煤火电装机容量，占全省发电装机容量的49.1%。
     由于太阳能光伏、风力发电等可再生能源受自然条件影响较大，带有天生的“小脾气”，发电不稳定，储能建设成为确保电网稳健运行的重要一环。截至今年3月底，我省新型储能装机规模已达297.1万千瓦，相比于2020年底，已增长了约14倍。
     前不久，国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部等相继出台文件，推动储能行业由政策驱动向市场驱动转变。我安徽储能行业迎来“全面入市”的关键一跃。
    安徽储能项目总投资10.49亿元，采用锂离子电池技术，是华东区域最大的电网侧化学储能项目。
      原来，在传统的电力系统中，电流从发电厂到变电站再到千家万户，犹如从大江大河不断分流到毛细血管，是单向流动，模式简单，对电网的消纳能力要求不高。但随着我国能源结构转型，可再生能源在能源体系中的占比逐渐增加。但风、光等新能源发电项目的“脾气”难测，时有时无。比如光伏发电大量涌入电网的中午时分，却常常是工商用电的低谷时间。而晚间居民用电高峰，光伏发电反而难以供给。
供需错配，大大增加了电网的调节压力，影响着电网安全。
     储能，意在把平时富余的发电量储存起来，在用电高峰时放电，增加电网稳定性。
    传统储能，即抽水蓄能电站，相当于电网的“备用电源”，功效显著。但这样的储能电站受限于点位资源，且建设周期长、投入规模大。以2022年投产发电的安徽金寨抽水蓄能电站为例，其建设周期就长达六七年。
      新型储能是除了抽水蓄能以外的储能技术，包括新型锂离子电池、液流电池、压缩空气储能等，有着建设周期短、投资相对较小、部署灵活等优点。三峡新能源阜南储能项目，从建设到投产仅花费一年多时间，目前，每年最多可实现3亿千瓦时的电力消纳。
    从全省层面看，2024年度夏季期间，新型储能削峰填谷，总放电量1.3亿千瓦时，最大放电功率达176万千瓦，同比增长214.5%，相当于一台60万千瓦火电机组顶峰出力约3小时，对晚峰期间保供形成有力支撑，有效减轻电力保供压力。
      新能源发电项目配建储能始于2017年，由青海省提出。2020年以后，配储逐渐成为全国各地发展新能源项目核准的前置条件，即实行“强制配储”。

     2020年6月，华润濉溪孙疃50MW风电项目正式并网投运，该项目配套建设了我省首座储能系统，进而拉开了安徽储能市场的发展序幕。
2023年以来，安徽省出台多项储能产业支持性政策，逐渐构建起“1份顶层设计+N份省级配套政策+N份地市落地政策”的政策协同配合体系，其中《关于强化创新引领推动先进光伏和新型储能产业集群高质量的指导意见》擘画了安徽千亿新型储能产业蓝图，《安徽省新型储能发展规划（2022-2025年）》按照统一规划、统一调度原则，引导新型储能合理布局，有序建设。
    截至2025年3月底，我省新型储能装机容量为297.1万千瓦，相比2020年底，短短5年时间增长了14倍。同时，我省已并网新型储能电站达88座，储能平均时长1.93小时，已完成我省“十四五”新型储能规划目标的99%，预计到2025年底全省新型储能装机容量在400万千瓦左右。
    从地区分布看，全省新型储能装机功率位列前五的地区分别是阜阳、蚌埠、芜湖、亳州、合肥。其中，新能源装机位居全省首位的阜阳地区，新型储能装机功率亦是最大，达到49.4万千瓦、占比16.6%；合肥地区新型储能装机容量最大，达到106.3万千瓦时、储能平均时长4.3小时。
    目前已并网的新型储能主要采用锂离子电池技术路线。”此外，芜湖还建设有芜湖海螺10MW/80MWh二氧化碳储能示范项目、鸠兹海螺6MW/36MWh全钒液流电池储能示范项目。
    在建的新型储能多数采用磷酸铁锂电化学储能技术路线。蚌埠共享混合储能调频电站项目采用超级电容+磷酸铁锂技术路线，已完成接网评审，正在建设。国能宿州热电厂的熔盐储能正在建设过程中。国网淮南供电公司的水系钠离子储能项目已挂网试运行。
    电力系统仍需一定规模的储能发挥顶峰保供能力，电网侧和电源侧储能发展仍有较大空间。”任曦骏分析，2030年后受碳排放约束影响，我省将不再规划新增煤电装机，区外来电存在很大不确定性，晚高峰电力供应紧张时段新能源出力支撑能力弱，仅依靠需求响应、峰谷分时电价等手段提升顶峰能力存在“天花板”，仍需一定规模的储能满足晚间顶峰需求。
    储能系统本质上是针对能源供应侧和需求侧进行调节的手段。国网安徽电力相关负责人表示，也将依托“源网荷储”协同互动机制，共同发力推动新型储能高质量发展，全力建设清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。

■ 丰静 安耀武  阮建超