彭懷德，王 欣，楊 超

（國網(wǎng)江西省電力有限公司經(jīng)濟技術(shù)研究院，江西 南昌 330096）

0 引言

2019年底，我省可再生能源發(fā)電裝機達(dá)到1 623萬kW，占電源總裝機的比例42.9%，新能源發(fā)電裝機達(dá)到961.8 萬kW，占電源總裝機的比例25.4%。江西電網(wǎng)新能源統(tǒng)調(diào)發(fā)電最大出力達(dá)到240 萬kW，創(chuàng)歷史新高，國網(wǎng)江西電力及時采取優(yōu)化電網(wǎng)運行方式，火電機組深度調(diào)峰、啟停調(diào)峰，充分發(fā)揮抽水蓄能電站作用等措施，保障了新能源全額消納，新能源利用率達(dá)到100%，未出現(xiàn)棄風(fēng)棄光。2020年上半年受新冠肺炎疫情影響，江西省用電負(fù)荷低位運行，部分時段電網(wǎng)調(diào)峰問題突出，風(fēng)光新能源消納困難。國網(wǎng)江西公司多措并舉，為風(fēng)光新能源騰挪發(fā)電空間，保障了疫情期間風(fēng)光新能源全額消納和電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。

電力系統(tǒng)的特性是發(fā)、輸、配、用電瞬時完成，電源調(diào)節(jié)能力、電網(wǎng)聯(lián)通規(guī)模、負(fù)荷規(guī)模及響應(yīng)能力共同決定了新能源消納潛力。電力系統(tǒng)平衡的原則是調(diào)節(jié)常規(guī)電源出力跟蹤負(fù)荷變化，當(dāng)高比例新能源接入電力系統(tǒng)時，常規(guī)電源不僅要跟隨負(fù)荷變化，還需要平衡新能源的出力波動，電源調(diào)節(jié)能力影響新能源消納程度。電網(wǎng)互聯(lián)能力強，可根據(jù)新能源出力靈活安排外送，能夠最大程度利用通道容量，增大新能源消納空間。

江西電網(wǎng)用電最大峰谷差已達(dá)50%左右，并呈逐步擴大的趨勢，江西風(fēng)電日波動幅度大，且呈現(xiàn)一定的反調(diào)峰特性，光伏發(fā)電受晝夜變化、天氣變化、移動云層的影響，同樣存在間歇性和波動性，大量新能源并網(wǎng)后將增加系統(tǒng)調(diào)峰難度。目前，江西電源結(jié)構(gòu)以火電為主，抽水蓄能裝機僅有120萬kW，靈活調(diào)節(jié)電源偏少，且小型水電機組較多，調(diào)峰手段有限，電源總體調(diào)節(jié)性能主要取決于火電調(diào)峰深度，新能源高比例接入系統(tǒng)后，當(dāng)新能源出力超過系統(tǒng)調(diào)節(jié)范圍時，必須控制新能源出力以保證系統(tǒng)動態(tài)平衡，因此產(chǎn)生棄風(fēng)棄光。隨著新能源進(jìn)一步發(fā)展，靈活調(diào)峰電源、火電調(diào)峰能力嚴(yán)重不足，是產(chǎn)生棄風(fēng)棄光的最主要原因，而送端與主網(wǎng)的電網(wǎng)互聯(lián)不充分導(dǎo)致斷面外送受阻，是產(chǎn)生棄風(fēng)棄光的次要原因?？梢赃@么認(rèn)為，江西新能源消納問題根源主要是電源的調(diào)節(jié)性能靈活性不足。

近年來江西省新能源發(fā)電規(guī)模保持較快增長，新能源發(fā)電出力頻創(chuàng)新高，新能源最大裝機占用電負(fù)荷比例達(dá)29%。江西電網(wǎng)調(diào)峰日益困難，新能源消納矛盾逐漸凸顯，存在的問題主要有以下幾點：

1）電網(wǎng)調(diào)峰日益困難。江西電網(wǎng)工業(yè)負(fù)荷占比較小，第三產(chǎn)業(yè)和居民用電占比逐年提高，全省統(tǒng)調(diào)用電負(fù)荷峰谷差率居高不下，年最大峰谷差率已達(dá)55%以上，電網(wǎng)調(diào)峰比較困難。特高壓入贛后，為滿足四川水電外送需求，將進(jìn)一步加大江西電網(wǎng)調(diào)峰難度。

2）新能源發(fā)電裝機占比持續(xù)提升。預(yù)計到2025年，江西電網(wǎng)全口徑風(fēng)電、光伏發(fā)電裝機容量分別為830 萬kW、1 100 萬kW，全口徑新能源占比將由2019年的24.2%提升至28.2%，新能源發(fā)電裝機占比持續(xù)提升。

3）部分時段電網(wǎng)新能源消納能力不足。春節(jié)期間全網(wǎng)負(fù)荷較低，峰谷差較大，電網(wǎng)調(diào)峰難度加劇，新能源消納矛盾日益凸顯，即使通過優(yōu)化機組開機方式、火電機組深度調(diào)峰或啟停調(diào)峰等手段，保障新能源全額消納仍將十分困難。

1 江西儲能技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀

1.1 儲能技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀

儲能技術(shù)是智能電網(wǎng)的重要環(huán)節(jié)，隨著大規(guī)模可再生能源接入電網(wǎng)，江西風(fēng)電日波動幅度大，且呈現(xiàn)一定的反調(diào)峰特性。光伏發(fā)電受晝夜變化、天氣變化、移動云層的影響，同樣存在間歇性和波動性，大量新能源并網(wǎng)給電網(wǎng)調(diào)峰、運行控制和供電質(zhì)量等帶來巨大挑戰(zhàn)[1]。儲能技術(shù)能夠有效提升電網(wǎng)接納清潔能源的能力，解決大規(guī)模清潔能源接入帶來的電網(wǎng)安全穩(wěn)定問題。

儲能具有調(diào)峰的天然優(yōu)勢，特別是電化學(xué)儲能集快速響應(yīng)、能量時移、布置靈活等特點于一體，在電網(wǎng)側(cè)、發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)全面發(fā)展對于保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定，促進(jìn)能源低碳轉(zhuǎn)型起到關(guān)鍵性作用?，F(xiàn)有的電力儲能方式主要分為抽水蓄能（機械儲能）、電氣儲能、電化學(xué)儲能、熱儲能和化學(xué)儲能五類。其中，抽水蓄能（機械儲能）和電化學(xué)儲能應(yīng)用最為廣泛。主要關(guān)鍵參數(shù)有：儲能規(guī)模、工作時間、響應(yīng)時間、特殊限制和建設(shè)成本五點。電力系統(tǒng)中的應(yīng)用分為功率型應(yīng)用（電能質(zhì)量控制、電網(wǎng)調(diào)頻）和容量型應(yīng)用（削峰填谷、系統(tǒng)備用）兩方面。

國內(nèi)儲能技術(shù)以抽水儲能為首，抽水蓄能單個電站規(guī)?？蛇_(dá)120~360 萬kW，能源轉(zhuǎn)換效率75%~85%，日調(diào)節(jié)一般為5~6 h，使用壽命長，設(shè)計壽命30年，而電化學(xué)儲能壽命多為10年左右；抽水蓄能能量成本約為鋰電池的三分之一，且具有明確的兩部制電價回收機制，其度電成本最?。?.21~0.25 元/kW·h），中國抽水儲能項目占比93.2%；電化學(xué)儲能為第二大儲能方式，而其中以鋰離子電池為主，中國電化學(xué)儲能項目中，鋰離子電池占比81.4%。

1.2 電化學(xué)儲能發(fā)展前景

抽水蓄能電站響應(yīng)速度慢，無法應(yīng)用電網(wǎng)調(diào)頻。廠址的選擇依賴地理條件（特別是需要上、下游水庫）、與負(fù)荷中心通常較遠(yuǎn)、耗資大且工期漫長。

電化學(xué)儲能能量轉(zhuǎn)換率高，循環(huán)壽命長，選址靈活，快速響應(yīng)，可滿足電力系統(tǒng)不同時間尺度的調(diào)節(jié)需求。近年來，電化學(xué)儲能價格快速下降，在部分國家已得到商業(yè)化應(yīng)用，主要包括調(diào)頻和容量備用兩個領(lǐng)域，如美國的PJM 調(diào)頻輔助服務(wù)市場、英國的快速調(diào)頻市場和容量市場等。鋰電池儲能在發(fā)電側(cè)、輸配電側(cè)、用戶側(cè)等主要應(yīng)用場景均有很強的競爭力，隨著電池成本的快速下降，電化學(xué)儲能經(jīng)濟性拐點開始出現(xiàn)，到2020年鋰電儲能度電成本有望降至0.25 元/kW·h 以下，已初步具備經(jīng)濟性，主要優(yōu)勢有以下兩點。

1）提高新能源利用率，參與電力系統(tǒng)快速調(diào)頻

由于江西風(fēng)電、光伏等新能源具有逆調(diào)峰、波動性特點，電網(wǎng)為緩解調(diào)峰壓力棄風(fēng)、棄光，儲能能更好提高系統(tǒng)調(diào)峰能力和上網(wǎng)友好性，促進(jìn)新能源消納。電儲能快速響應(yīng)特性滿足快速調(diào)頻的需要，能提高系統(tǒng)調(diào)頻能力，同時極大提升電網(wǎng)對功率平衡和電量平衡調(diào)控功能，突破電力供需實時平衡的限制。

2）儲能電站成本不斷降低，市場空間大

鋰離子電池成本下降速度超過預(yù)期，電化學(xué)儲能將成為儲能裝機容量的核心增長動力。儲能技術(shù)與應(yīng)用策略的成熟、標(biāo)準(zhǔn)與規(guī)范的制定、成本下降與規(guī)?；a(chǎn)的實現(xiàn)、儲能應(yīng)用市場與價格機制的建立，結(jié)合新興業(yè)務(wù)擴大用戶側(cè)市場，將加快電儲能參與江西電力市場化的進(jìn)程。

2 江西新能源消納分析

2.1 新能源電力系統(tǒng)時序生產(chǎn)模擬技術(shù)原理

基于時序的生產(chǎn)模擬是指在給定的負(fù)荷條件下，模擬各發(fā)電機組的運行狀況，并計算發(fā)電系統(tǒng)生產(chǎn)費用的一種時序仿真方法[2]。時序生產(chǎn)模擬對發(fā)電系統(tǒng)的運行和決策都起著重要作用，其中短時間尺度的生產(chǎn)模擬一般為幾個到幾十個小時不等，可以優(yōu)化系統(tǒng)運行方式，提高新能源接納能力，消納更多的新能源電量，為調(diào)度部門提供合理的發(fā)電計劃[3]，可以模擬不同的裝機規(guī)模、電網(wǎng)架構(gòu)等條件下新能源生產(chǎn)情況，為新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃及電網(wǎng)建設(shè)規(guī)劃提供參考依據(jù)。

新能源生產(chǎn)模擬模型基于時序生產(chǎn)模擬方法建立，時序生產(chǎn)模擬保留了負(fù)荷曲線形狀隨時間變化的特點，以每小時或者每十五分鐘（時間分辨率可以為任意設(shè)定值）為單位模擬系統(tǒng)運行[4]。新能源生產(chǎn)模擬方法基于電力系統(tǒng)最基本的實時生產(chǎn)過程，保證每個時間斷面各種電源發(fā)出的電力以及聯(lián)絡(luò)線輸送電力與負(fù)荷需求保持相等，并將時間斷面向前不斷推進(jìn)[5]。由于各時間斷面之間具有連續(xù)性，時間間隔確定，任何一個時間斷面過渡到下一個時間斷面時，應(yīng)滿足電力系統(tǒng)運行的各種邊界條件，比如，只有運行的機組能夠在功率調(diào)節(jié)范圍內(nèi)提供功率、機組功率由較小的功率增加到較大功率的限制等[6]。

2.2 2025年新能源消納計算結(jié)果

文中建立了江西電網(wǎng)2025年的能源出力時間序列模型、負(fù)荷時間序列模型、各類型常規(guī)電源模型、電網(wǎng)運行模型等，基于2019年歷史實際運行數(shù)據(jù)，以目標(biāo)水平年江西電網(wǎng)新能源接納能力最大為優(yōu)化目標(biāo)，評估分析江西電網(wǎng)2025年的的新能源消納能力。2025年基準(zhǔn)方案下的新能源消納，以新能源云平臺NEOS 模塊為計算模塊，在允許棄電的基礎(chǔ)上開展計算。

根據(jù)“十四五”邊界條件，考慮2025年全社會火電裝機3 862萬kW，其中生物質(zhì)能裝機139萬kW，常規(guī)水電裝機570 萬kW，抽水蓄能裝機120 萬kW，新能源總裝機規(guī)模為1 930 萬kW，其中光伏裝機為1 100萬kWp，風(fēng)電裝機為830萬kW。

在2025年預(yù)計規(guī)模下，由于省內(nèi)新能源消納空間有限，加上在新能源總裝機1 930 萬kW 的規(guī)模下，根據(jù)計算，部分月份存在棄風(fēng)棄光現(xiàn)象，新能源總棄電量為8.05 億kW·h，整體利用率為97.1%，各月棄電量分布如圖1 所示。月最大棄電量為1.73 億kW·h，發(fā)生在2月份。其中風(fēng)電總棄電量為4.48 億kW·h，整體利用率為97.12%，月最大棄電量主要發(fā)生在2月份風(fēng)力出力較大的月份。光伏總棄電量為3.57 億kW·h，整體利用率為97.06%，月最大棄電量主要發(fā)生在4月份。

圖1 2025年新能源棄電量

2025年（春節(jié)）棄風(fēng)棄光量整體偏大，圖2為江西典型日電網(wǎng)調(diào)峰空間模擬圖?？梢钥闯?，該日風(fēng)電出力在早晨及傍晚較高，光伏發(fā)電出力中午最高，電網(wǎng)負(fù)荷最高約為2 113.3 萬kW（18 時），凌晨0-6 時為負(fù)荷低谷時段。

圖2 江西典型日電網(wǎng)調(diào)峰空間模擬圖

從模擬結(jié)果圖可以看出，風(fēng)電棄風(fēng)時段集中在0-6 時及11-17 時，光伏棄光時段集中在11-17 時，其余時段沒有出現(xiàn)棄風(fēng)和棄光現(xiàn)象。0-6 時有大量棄風(fēng)，這是因為在此時段內(nèi)負(fù)荷很低，電網(wǎng)新能源消納空間壓縮，火電機組降至最低技術(shù)出力，水電機組出力較低，洪屏抽蓄抽水用電，電網(wǎng)調(diào)峰容量裕度用盡，只能采取限制部分統(tǒng)調(diào)風(fēng)電和光伏出力的措施維持電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。

3 儲能對江西新能源消納能力提升分析

根據(jù)上一章節(jié)的計算，“十四五”江西省新能源預(yù)計規(guī)模1 930 萬kW，其中風(fēng)電830 萬kW，光伏1 100萬kWp，新能源總裝機容量占裝機容量33%，低谷的時候電網(wǎng)調(diào)峰能力不足（低谷時段向下調(diào)峰能力）成為制約新能源發(fā)展的主要因素，因調(diào)峰導(dǎo)致2025年新能源利用率為97.1%。

隨著能源互聯(lián)網(wǎng)的發(fā)展，多能源網(wǎng)絡(luò)之間的耦合關(guān)系更加深入，如何調(diào)整現(xiàn)有能源結(jié)構(gòu)增加新能源的有效利用是目前亟待解決的重要技術(shù)問題。儲能是大規(guī)模集中式和分布式新能源發(fā)電接入和利用的重要支撐技術(shù)，能夠改善網(wǎng)絡(luò)之間的剛性關(guān)聯(lián)，接入不同形式的儲能裝置能夠使系統(tǒng)在耗能低谷時段儲存能量，在耗能高峰時段釋放能量，從而達(dá)到削峰填谷、提高能源利用效率。

文中通過新能源云平臺分別計算新能源利用率分別達(dá)到98%與99%時需要配置多少容量的儲能，計算結(jié)果如表1所示。

表1 不同新能源利用率下儲能容量需求

新能源利用率提高至98%，需配套2 h 儲能100萬kW，投資24 億元；配套4 h 儲能75 萬千kW，投資36億元；配套6 h儲能60萬kW，投資43.2億元。

新能源利用率提高至99%，需配套2 h 儲能270萬kW，投資64.8 億元；配套4 h 儲能200 萬kW，投資96億元；配套6 h儲能160萬kW，投資115.2億元。

根據(jù)計算結(jié)果，6 h 儲能對新能源消納能力的提升作用優(yōu)于4 h儲能，優(yōu)于2 h儲能。

在2025年預(yù)計規(guī)模下，以配置6 h儲能160萬kW為例，與上一節(jié)對比，分析儲能對新能源消納的作用，有無儲能的各月新能源棄電量分布如圖3 所示，基準(zhǔn)方案新能源總棄電量為8.05 億kW·h，整體利用率為97.1%；若考慮6 h 儲能電站160 萬kW 機組建設(shè)投產(chǎn)，新能源總棄電量為2.93億kW·h，較基準(zhǔn)方案棄電量減少63.6%，整體利用率為98.94%，較方案一新能源利用率增大1.83%，全年儲能電站發(fā)電量為25.73億kW·h，充電量為28.59 億kW·h，整體調(diào)節(jié)性能大大增強。儲能電站能夠有效減少新能源的棄電量，提高江西新能源消納能力。

圖3 有無儲能作用下2025年江西新能源棄電量

2025年（春節(jié)）棄風(fēng)棄光量整體偏大，圖4為儲能作用下江西典型日電網(wǎng)調(diào)峰空間模擬圖，可以看到，該日內(nèi)風(fēng)電出力在早晨及傍晚較高，最高出力接近332.83 萬kW（9 時）；光伏發(fā)電出力中午13 時最高，為587.20 萬kW。電網(wǎng)負(fù)荷呈現(xiàn)午高峰和晚高峰負(fù)荷“雙高峰”負(fù)荷特性，最高約為2 348 萬kW（21 時），凌晨0-6時為負(fù)荷低谷時段。

圖4 儲能作用下江西典型日電網(wǎng)調(diào)峰空間

從模擬結(jié)果圖可以看出，綠色表示棄風(fēng)出力，黃色表示棄光量，淺藍(lán)色帶圓圈為儲能電站充電，頂端的深藍(lán)色為儲能電站放電。0-6時處于風(fēng)電大發(fā)且棄風(fēng)較大時段，這是因為在此時段內(nèi)負(fù)荷很低，電網(wǎng)新能源消納空間壓縮，火電機組降至最低技術(shù)出力，水電機組出力較低，此時洪屏抽蓄已達(dá)最大抽水量，通過儲能電站充電來減少風(fēng)電的棄電量，最大充電量為160萬kW，可持續(xù)充電6小時，圖中0 時到6時儲能電站持續(xù)充電，風(fēng)電棄風(fēng)量基本為0。7-10 時進(jìn)入負(fù)荷上升階段，此時風(fēng)電和光伏出力不夠，抽水蓄能已達(dá)滿出力，儲能電站發(fā)揮頂峰作用，最大發(fā)電電力為160萬kW。11-17時有大量棄風(fēng)棄光，此時光照充足，負(fù)荷水平不高，火電機組降至最低技術(shù)出力，洪屏抽蓄抽水已達(dá)最大抽水量，儲能電站減少風(fēng)電和光伏的棄電量，最大充電量為160萬kW，電網(wǎng)調(diào)峰容量裕度用盡，仍存在部分棄風(fēng)棄光，只能采取限制部分統(tǒng)調(diào)風(fēng)電和光伏出力的措施維持電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。17-22時進(jìn)入負(fù)荷“晚高峰”階段，此時風(fēng)電和光伏出力不夠，儲能電站發(fā)揮頂峰作用，最大發(fā)電電力為160萬kW。

4 結(jié)語

根據(jù)生產(chǎn)模擬軟件計算結(jié)果，江西省2025年新能源利用率為97.1%，消納形勢不容樂觀，一定量的儲能配置可以大大提高新能源的消納能力，針對江西儲能發(fā)展提出以下三點建議：

1）推廣峰谷電價政策機制

實施峰谷電價能夠為電網(wǎng)削峰填谷和吸引儲能投資創(chuàng)造更大空間。通過擴大峰谷電價實施范圍，合理確定峰谷價差等手段進(jìn)一步推進(jìn)峰谷電價機制的實施，運用價格信號引導(dǎo)電力削峰填谷，為儲能系統(tǒng)提供市場空間?？稍O(shè)立動態(tài)的峰谷電價機制，為儲能系統(tǒng)的靈活性優(yōu)勢提供發(fā)揮空間，促進(jìn)儲能的應(yīng)用和發(fā)展。

2）同步開展儲能與新能源發(fā)展規(guī)劃

結(jié)合新能源發(fā)展同步進(jìn)行儲能規(guī)劃，明確儲能系統(tǒng)的配置方案，包括儲能類型、容量、功率和建設(shè)位置等內(nèi)容。通過為新能源電站合理配置一定容量和功率的儲能系統(tǒng)，促進(jìn)大規(guī)模的清潔能源并網(wǎng)消納，并給予儲能與新能源同步規(guī)劃方面的政策支持。

3）加快推進(jìn)電力市場建設(shè)，完善電力市場機制

通過完善電力市場機制合理體現(xiàn)儲能在削峰填谷和提升電能質(zhì)量等方面的多元價值，通過市場交易使儲能獲得與其特性相匹配的收益。加快推進(jìn)電力市場建設(shè)，完善儲能參與輔助服務(wù)市場的交易機制，豐富輔助服務(wù)交易品種，包括調(diào)峰調(diào)頻、備用、黑啟動等，通過市場手段實現(xiàn)儲能系統(tǒng)價值的合理回報。