高比例新能源正在成为电网的重要特征，预计到2025年新能源装机可达35%。然而大规模新能源接入造成消纳受限和安全运行风险提高等问题。因此，如何引导新能源场站发展对于电网的稳定运行愈发重要。
——国网冀北电力风光储公司副总经理、总工程师刘汉民
北极星电力网与北极星太阳能光伏网于10月23日在北京举办“第二届光伏新时代论坛暨‘北极星杯’2020光伏影响力品牌评选颁奖典礼”。国网冀北电力风光储公司副总经理、总工程师刘汉民为大家做了《风光储输示范工程建设与经济性分析》分享。
以下为发言实录：
感谢各位领导，感谢各位专家，给大家分享一下有关风光储输项目的一些过程、还有我们自己的一些经验，大概分三块：第一，新能源发展现状与面临的问题。第二，风光储输示范工程概况与成本分析。第三，新能源与储能联合应用模式探索。
新能源发展现状与面临的问题
首先来看我国新能源发展现状，我国风电装机年均增长26%，光伏装机年均增长130%，增长速度非常快，尤其是在光伏业界的努力下，可以很明确的说，光伏已经成为目前世界上最便宜的电源，中国光伏产业在这个过程中居功至伟。
截止到2019年底，我国新能源发电装机4.1亿千瓦，占全部电力装机比重20.6%，发电量同步增长16%；预计2025年，新能源装机可达35%，高比例新能源正在成为电网的重要特征。
但也由于大规模新能源接入也遇到一些问题，因为我国电源机构以火电为主，灵活性调节资源不足，新能源占比提高后，电力系统调节能力下降，造成新能源消纳受限和安全运行风险提高。
根据国家能源局统计数据，到2019年底，全国风电累计装机2.1亿千瓦，光伏发电累计装机达到2亿千瓦。2019年全年平均弃风率4%，弃光率降至2%。核心后面是安全稳定，包括负荷侧的消纳。
国家风光储输示范工程概况
其次，要给大家分享下，国家风光储输示范工程的概况，该项目10万的光伏、7万的储能，是金太阳工程里面最大的项目。当时项目拿电池做储能时候，那是2011年，当时储能成本大概9—10元，这个工程开启了光储运行模式的先河。
当时我们这40兆瓦是整个华北地区唯一的一个上万千瓦的光伏电站，项目一期2011年底并网，2012年发了不到1700，后来所有整个华北地区都觉得这个发电小时数还是可以的。
新能源与储能联合应用模式
最后关于新能源与储能联合应用模式方面，国家发改委鼓励光伏配一定比例的储能，其实很快面临这个问题。如果一个项目按原有的测算模式也许能挣钱，假如说没有补贴也许能挣到钱，加了储能之后能否挣到钱，另外储能怎么用，包括储能到底能用多长时间，包括储能的成本如何能体现在全寿命周期里，严格意义上还是希望大家去探索。
首先储能的加入能改善新能源调度能力，根据调度下达的出力计划，选择匹配的组态运行方式，储能系统实时填补计划值与实际值的差额，实现风光储多组态联合出力实时跟踪计划值，满足调度要求实现了可再生能源发电的可预测、可控制、可调度，再就是利用储能吸收富余的电能，可有效避免弃风、弃光，提高风机、光伏资源的可利用率。 。
其次是平滑新能源波动，风机、光伏出力波动频繁，通过投入适量储能装置实现多时间尺度的出力平滑，保证了电源输出的稳定。发挥储能系统的灵活性，可在指定时间尺度、指定波动范围内调节风光储联合出力，解决可再生能源的波动性和随机性。
现有光伏当调度需要你往下压负荷的时候是没问题的，我们现在的调度，包括我们现在设备制造商各方面是没有问题的，但是如果需要你增加，这个时候是增加不了的，这个情况来讲就需要能量的提供，
实际上对电网来说是需要的这么一个阶段。储能真正在电网发挥作用的基础条件，也是将来光伏配储能的依据。现有的电化学储能种类，一般大家都是用锂电，个别用液流来做，我们现在感觉储能在电网和光伏发电之间的结合考虑里面其实是两大方面，一是安全需要，二是电能替代的需要。当火电比例逐步降低，你原来的旋转备用、原来的功率支撑等等就没有了，这种情况来讲，不管是电化学储能还是物理储能，可以提供稳定的电网功能的支撑，才是目前储能对电网或者促进光伏消纳中真正的作用。
谢谢大家！
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