王世朋，陳 曈，劉麗麗

(華電電力科學(xué)研究院有限公司 國家能源分布式能源技術(shù)研發(fā)(實驗)中心，浙江省蓄能與建筑節(jié)能技術(shù)重點實驗室，杭州 310030)

“十三五”期間中國能源結(jié)構(gòu)低碳轉(zhuǎn)型成績不俗，截至2020年底，中國全口徑發(fā)電裝機容量為22億kW，其中新能源發(fā)電裝機占比24.3%。但為實現(xiàn)中國2030年前“碳達峰”，2060年前“碳中和”目標(biāo)，需要構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，“十四五”期間需要進一步加大可再生能源發(fā)展?？稍偕茉锤咚侔l(fā)展對電力系統(tǒng)平衡提出重大挑戰(zhàn)[1-2]，儲能系統(tǒng)可以有效提高電網(wǎng)系統(tǒng)對新能源的消納能力，協(xié)助電網(wǎng)削峰填谷以及緊急狀態(tài)下保電保供提高電網(wǎng)可靠性[3-13]，且可有效提高火電機組調(diào)頻性能[11-14]。儲能電站在未來將進一步快速發(fā)展。

目前儲能電站在助力新能源消納、保供、協(xié)助火電機組調(diào)頻等方面功能已經(jīng)得到行業(yè)內(nèi)外廣泛關(guān)注。文獻[3]對高比例可再生能源場景下的區(qū)域儲能需求進行了建模分析并對區(qū)域儲能政策進行了研判；文獻[4]采用儲能度電成本模型和財務(wù)評價方法，研究了在風(fēng)電場配置儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟性；文獻[5]對儲能技術(shù)發(fā)展在新能源電站側(cè)的功能及方向進行了總結(jié)；文獻[6-9]則對新能源電站中儲能系統(tǒng)最優(yōu)配置通過遺傳算法、神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)等進行求解評估；文獻[10]對儲能技術(shù)在電網(wǎng)側(cè)的應(yīng)用場景及技術(shù)特點進行了方向展望；文獻[14-15]對電儲能技術(shù)在火電廠調(diào)頻應(yīng)用的場景分類及控制策略進行了深入探討；文獻[16-17]則主要介紹了飛輪儲能在調(diào)頻場景下的功能及前景分析。以上研究主要偏向于儲能技術(shù)在行業(yè)內(nèi)的應(yīng)用場景及經(jīng)濟性分析，整體而言現(xiàn)階段儲能技術(shù)的推廣應(yīng)用一定程度上仍有賴于政策的支持，結(jié)合某一地區(qū)具體政策及特點進行系統(tǒng)性的適用類型及經(jīng)濟性分析相關(guān)研究仍然欠缺。

2021年山東省印發(fā)了《關(guān)于開展儲能示范應(yīng)用的實施意見》[18]，對于儲能電站示范工程提出了明確的支持。本文對山東區(qū)域儲能電站示范項目發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)的應(yīng)用場景配置及盈利模式進行了詳細(xì)分析，為山東省示范項目申報及其他區(qū)域儲能電站建設(shè)提供指導(dǎo)。

1 山東電力系統(tǒng)現(xiàn)狀及特點

1.1 山東電力系統(tǒng)現(xiàn)狀

山東電網(wǎng)以火電為主。截至2020年底，山東省電廠總裝機容量為15 896.3萬kW，其中火電機組裝機11 470.5萬kW(燃煤機組10 641.1萬kW)，水電機組108.3萬kW，核電機組250萬kW，風(fēng)電機組1 795萬kW，光伏裝機2 272.5萬kW。山東電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)公用電廠裝機容量是6 382.5萬kW。全省發(fā)電機組年利用小時數(shù)為3 801 h，統(tǒng)調(diào)公用機組年利用小時數(shù)為4 128 h。2020年山東省全社會用電量為6 939.84億kW·h，全社會最大負(fù)荷為11 440萬kW。山東省共接納省外來電1 158.6億kW·h，最大受電2 198萬kW。山東電網(wǎng)最高交流電壓等級為1 000 kV，最高直流電壓等級為±800 kV，通過“十交三直”500 kV及以上線路與華北、東北、西北電網(wǎng)相連。目前已形成以交流特高壓電網(wǎng)為支撐、交流500 kV密集環(huán)網(wǎng)為主網(wǎng)架，直流換流站深入負(fù)荷中心的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)。

1.2 主要問題及特點

1)火電機組裝機占比高。電源結(jié)構(gòu)相對單一，煤電占比為66.94%，電源結(jié)構(gòu)有待進一步改善。70%的火電機組調(diào)頻性能較為優(yōu)異，電網(wǎng)調(diào)頻壓力小，調(diào)頻暫時不存在問題。

2)電網(wǎng)調(diào)峰能力不足。目前主要依靠火電機組以及安排機組啟停進行調(diào)峰，抽水蓄能機組作為補充。后期受省內(nèi)新能源裝機保持高速增長和外電入魯影響，同時受山東省上大壓小關(guān)停機組步伐加快影響，大容量機組也加入啟停調(diào)峰行列，山東省內(nèi)調(diào)峰電源能力不足。

目前火電機組調(diào)峰壓力較大，為配合新能源發(fā)電，白天基本均在70%負(fù)荷以下運行，中午負(fù)荷高峰期甚至?xí)旱拓?fù)荷到30%左右。圖1為山東某超超臨界600 MW機組日發(fā)電典型曲線，中午12點左右負(fù)荷最低。

圖1 2018年山東某超超臨界600 MW機組典型運行曲線[3]

3)最大峰谷差加大，夏季存在較大用電缺口。山東電網(wǎng)最大峰谷差多發(fā)生在夏季7、8月份，高負(fù)荷時段持續(xù)時間較長，主要集中在9：00—22：00，高峰持續(xù)時間約2～6 h。2010—2017年山東電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)用電口徑最大峰谷差統(tǒng)計見表1。近年來由于最大峰谷差逐漸加大，夏季峰段供電緊張，部分時段執(zhí)行有序用電。

表1 2010—2017年山東電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)用電口徑最大峰谷差統(tǒng)計 單位：GW

2 電儲能主要技術(shù)路線及特點

根據(jù)能量轉(zhuǎn)換方式，目前市場上主要的儲電類型包括物理儲電和化學(xué)儲電。物理儲電包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等，化學(xué)儲電主要包括鋰離子電池、鉛酸電池、液流電池等。各個儲能技術(shù)參數(shù)對比見表2。

抽水蓄能全球裝機規(guī)模最大，技術(shù)發(fā)展最為成熟，具有儲能規(guī)模大、運行時間長、技術(shù)成熟、可靠且較為經(jīng)濟等特點，但電站選址受地理條件限制，靈活性相對較差。項目壽命在40～60年，單機在250～300 MW，單個項目裝機多為百萬千瓦級，能量密度0.5～1.5 (W·h)/h，建設(shè)周期多為5～7年。項目主要用于調(diào)峰，調(diào)頻經(jīng)濟性較差。

表2 不同儲能技術(shù)指標(biāo)對比

壓縮空氣儲能性能具有容量大、工作時間長、經(jīng)濟性能好、充放電循環(huán)多等優(yōu)點。項目壽命30～40年，裝機容量一般在百兆瓦級。

飛輪儲能技術(shù)仍處于研發(fā)示范階段，其主要特點為功率密度高，響應(yīng)迅速，但其能量密度較低，一般應(yīng)用于電廠調(diào)頻以及不間斷電源(UPS)等。其技術(shù)的優(yōu)勢應(yīng)用領(lǐng)域在電能質(zhì)量和調(diào)頻。

鋰離子電池具有能量密度高、自放電率低、環(huán)境友好、無記憶效應(yīng)、循環(huán)次數(shù)多、壽命長等優(yōu)點，目前項目數(shù)占比、裝機容量占比最大，增長幅度最快。鋰離子電池有鈷酸鋰(LiCoO2)電池、錳酸鋰(LiMn2O4)電池、三元材料(LiCoxNiyMn1-x-yO2)電池、磷酸鐵鋰(LiFePO4)電池等類型，其中磷酸鐵鋰電池由于系統(tǒng)經(jīng)濟性較好、安全性較高，適合用于電力系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻。

鉛炭電池是一種改進型的鉛酸電池，是將鉛酸電池和超級電容器兩者合一，屬于鉛酸電池的一種拓展。鉛炭電池既發(fā)揮了雙層電容瞬間大容量充電的優(yōu)點，也發(fā)揮了鉛酸電池的比能量優(yōu)勢，提高了功率、比能量，延長了電池壽命，比較適合用戶側(cè)削峰填谷套利使用。

液流電池具有循環(huán)壽命長、功率容量可調(diào)、安全性高等好的性能，適合大規(guī)模儲能應(yīng)用。

從技術(shù)成熟度上來看，抽水蓄能和電化學(xué)儲能已經(jīng)實現(xiàn)了商業(yè)化運行，其中抽水蓄能是最為成熟的技術(shù)，裝機規(guī)模占據(jù)絕對主導(dǎo)地位；電化學(xué)儲能中鋰離子電池和鉛酸電池均實現(xiàn)了商業(yè)化應(yīng)用，液流電池正在示范階段。

從裝機容量上來看，抽水蓄能和壓縮空氣儲能適合用于百兆瓦以上的大規(guī)模儲能應(yīng)用，但其建設(shè)受到地理環(huán)境的影響，需要適合建設(shè)的特殊地理位置。

從放電持續(xù)時間上來看，放電時間短的飛輪儲能屬功率型，一般可用作UPS和提高電能質(zhì)量；中等放電時間的飛輪儲能、各種電池等，可用于電源轉(zhuǎn)接；較長或特長時間的各類電池、抽水蓄能、壓縮空氣等技術(shù)，一般是能量型的，可用于系統(tǒng)的能量管理；大型抽水蓄能可以解決天級的儲能要求。

從響應(yīng)時間上來看，飛輪儲能和電化學(xué)儲能反應(yīng)速度快，能夠提供兆瓦級的瞬時功率輸出，可用在電力調(diào)頻等功率型應(yīng)用的領(lǐng)域。

從循環(huán)壽命看，抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能的循環(huán)壽命都超過了10萬次，適合應(yīng)用于需要頻繁充放電的場合。

根據(jù)上述各類儲能技術(shù)特性，綜合考慮性價比、安全性、使用壽命和產(chǎn)業(yè)成熟度等方面因素，山東電網(wǎng)最需要的是調(diào)峰資源，因此抽水蓄能、壓縮空氣儲能、能量型鋰離子電池儲能均適合優(yōu)先發(fā)展。

3 山東儲能示范項目配置及經(jīng)濟性分析

儲能示范項目類型主要包括電源側(cè)儲能、電網(wǎng)側(cè)儲能和用戶側(cè)儲能3種類型。山東省能源局在2021年4月印發(fā)《關(guān)于開展儲能示范應(yīng)用的實施意見》，對電源側(cè)儲能、電網(wǎng)側(cè)儲能類型項目有相關(guān)利好，對于用戶側(cè)儲能類型電站無支持政策。因此本文主要針對電源側(cè)儲能及電網(wǎng)側(cè)儲能進行系統(tǒng)配置及經(jīng)濟性分析。

3.1 電源側(cè)儲能

電源側(cè)儲能主要包括可再生能源配儲能以及火電機組配儲能兩種類型。本文主要以光伏配儲能以及火電機組配儲能兩種類型進行分析。

3.1.1 光伏+儲能

實施意見內(nèi)要求新增光伏發(fā)電項目原則上按照不低于10%比例配建或租賃儲能設(shè)施，連續(xù)充電時間不低于2 h。考慮設(shè)定光伏電站裝機功率為100 MW，配置儲能電站規(guī)模為10 MW/20 MW·h，測算光伏+儲能效益及光伏電站租賃儲能電站的價格。

山東省太陽能資源分布如圖2所示，水平地面年太陽能輻射資源在1 280～1 480 (kW·h)/m2[圖2(a)]，最佳傾角下年輻射值在1 400～1 680 (kW·h)/m2[圖2(b)]，以此作為測算基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。

單位：(kW·h)/m2·a圖2 山東省太陽能輻射分布

光伏電站系統(tǒng)效率按81%計，系統(tǒng)運營期25年。光伏電池首年衰減2.5%，之后每年衰減7‰。系統(tǒng)造價按3.5元/Wp計，資本金占比20%，長期貸款利率4.9%。項目所發(fā)電量全部上網(wǎng)，上網(wǎng)電價取山東省燃煤脫硝標(biāo)桿電價0.394 9元/(kW·h)。項目材料費6元/kW；修理費率前3年為0，之后3年取0.5%，之后取1.0%；保險費率取0.25%，其他費用為40元/kW；項目定員6人，每人每年工資10萬元，福利費系數(shù)取70%。項目固定資產(chǎn)采用直線折舊方式，折舊年限15年，殘值5%。測算項目收益如圖3所示。

圖3 光伏電站及其配套自建儲能電站資本金內(nèi)部收益率隨太陽輻射數(shù)據(jù)的變化

山東地區(qū)光伏電站利用小時數(shù)為1 037～1 361 h，隨著等效利用小時數(shù)增加，電站資本金內(nèi)部收益率從5.05%提高到16.91%。光伏電站自身不建設(shè)儲能系統(tǒng)，采用租賃方式進行項目申報，以資本金內(nèi)部收益率10%測算不同價位下不同地區(qū)年利用小時數(shù)的儲能電站租賃成本，結(jié)果如圖4所示，山東地區(qū)電站隨著光伏組件所在平面太陽輻射增加，在年太陽輻射值超過1 452.7(kW·h)/m2后，光伏電站收益具有承擔(dān)儲能電站租賃的空間，山東地區(qū)光伏電站最大承受能力在光伏組件所在平面年輻射值為1 680(kW·h)/m2達到607.5元/kW。

儲能系統(tǒng)造價按照1.6元/(W·h)計，交流側(cè)效率為85%。系統(tǒng)運行第9年、第17年分別更換一次電池，更換成本分別按照0.7元/(W·h)、0.4元/(W·h)計。系統(tǒng)運行年修理費率取2%，保險費率0.25%，其他成本50萬元/年，人員由光伏電站運維人員兼用。儲能系統(tǒng)損耗電量計入光伏系統(tǒng)廠用電內(nèi)。

按照政策要求，儲能調(diào)峰電站年利用小時數(shù)按1 000 h測算。根據(jù)山東省電力調(diào)度機構(gòu)數(shù)據(jù)，山東電力系統(tǒng)2019年有28 d發(fā)生火電停機調(diào)峰，232天深度調(diào)峰；2020年火電機組停機調(diào)峰有7 d，深度調(diào)峰有273 d，合計增長了7.7%?！笆奈濉逼陂g山東省風(fēng)光電將平均新增12%以上，后期受“雙碳”目標(biāo)影響，風(fēng)光電裝機增長速度將進一步加快，調(diào)峰資源將更趨緊張。本次經(jīng)濟分析2021年及之后年度調(diào)峰小時數(shù)參照2020年數(shù)據(jù)，預(yù)估應(yīng)高于2020年數(shù)據(jù)。系統(tǒng)參與電網(wǎng)調(diào)峰按照200元/(MW·h)計入收入，綜上測算光伏+儲能項目收益如圖3所示。

光伏電站自建儲能系統(tǒng)后，光伏系統(tǒng)資本金內(nèi)部收益率從5.05%～16.91%下降到3.22%～13.25%。隨著光伏電站場址太陽能資源變強，系統(tǒng)資本金收益率下降值由1.83%提高到3.66%，等效租賃儲能電站價格為230～310元/kW(圖4)。

圖4 儲能系統(tǒng)租金隨太陽輻射數(shù)據(jù)的變化

3.1.2 火電+儲能

實施細(xì)則內(nèi)明確示范項目參與電網(wǎng)調(diào)峰時，累計每充電1 h給予1.6 h的調(diào)峰獎勵優(yōu)先發(fā)電量計劃，因此火電廠建設(shè)電儲能調(diào)峰電站收益主要包括電站調(diào)峰補貼[200元/(MW·h)]、光伏電站共享租賃補貼以及火電廠優(yōu)先發(fā)電量邊際貢獻。設(shè)定火電廠建設(shè)儲能電站容量為100 MW/200 (MW·h)，電站配備人員6人，每人每年工資10萬元，福利費系數(shù)取70%。其他數(shù)據(jù)與光伏儲能電站數(shù)據(jù)相同。儲能系統(tǒng)損耗電量計入火電廠廠用電，價格參照山東火電燃煤標(biāo)桿電價。

系統(tǒng)參與電網(wǎng)調(diào)峰按照200元/(MW·h)計入收入。儲能電站獎勵火電機組的優(yōu)先發(fā)電量，其收入?yún)⒄栈痣姍C組發(fā)電邊際貢獻計列。參照山東某600 MW超臨界火電機組，其發(fā)電邊際利潤為140元/(MW·h)。新能源租賃電站價格參照3.1.1節(jié)，范圍在230～310元/kW，在此條件下測算項目效益，如圖5所示。由圖5可知，火電廠建設(shè)儲能電站效益較好，資本金內(nèi)部收益率在14.99%～21.14%，新能源對儲能系統(tǒng)的年租賃價格超過164.9元/kW時，儲能系統(tǒng)資本金內(nèi)部收益率不小于10%。與新能源電站自建儲能系統(tǒng)成本230～310元/kW相比，具有較大競爭優(yōu)勢。

圖5 火電廠建設(shè)儲能電站及電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站IRR隨電站租賃價格的變化

3.2 電網(wǎng)側(cè)儲能

電網(wǎng)側(cè)儲能收入主要包含電站調(diào)峰補貼及新能源電站共享租賃補貼，不享有優(yōu)先發(fā)電量調(diào)峰邊際貢獻收入。電站場景設(shè)定與3.1.2火電側(cè)儲能相同，其充放電量損耗電價執(zhí)行山東省工商業(yè)及其他用電單一制電價執(zhí)行，按照平段、谷段平均電價405.77元/(MW·h)計列，測算項目效益如圖5所示。

結(jié)果顯示項目資本金內(nèi)部收益率未超過5%。當(dāng)新能源對儲能系統(tǒng)的年租賃價格為375.6元/kW時，儲能電站資本金內(nèi)部收益率為10%。光伏電站年日照輻射值超出1 593.2(kW·h)/m2時，可承受此租賃價格，但此租賃價格已超出光伏電站自建儲能電站成本，實際中難以操作。獨立儲能電站需要進一步挖掘儲能電站調(diào)頻價值、用戶側(cè)削峰填谷及峰谷套利等，優(yōu)化項目商業(yè)模式，以尋求更進一步的商業(yè)價值。

4 結(jié)論

本文對山東省電力系統(tǒng)現(xiàn)狀及特點進行深入分析?；谏綎|省電力系統(tǒng)面臨調(diào)頻資源較豐富、調(diào)峰資源壓力較大的問題，新增風(fēng)光電配套建設(shè)10%儲能可有效緩解新能源裝機急劇增長帶來的調(diào)峰壓力。按照山東省儲能電站示范項目建設(shè)要求，示范項目建設(shè)應(yīng)該主要包括新增風(fēng)光電配儲能、火電機組配儲能以及電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站3種類型，本文建立了3種類型儲能電站典型模型，并對系統(tǒng)經(jīng)濟性進行了詳細(xì)分析，結(jié)果顯示：

1)以資本金內(nèi)部收益率10%作為投資基準(zhǔn)收益率，山東地區(qū)光伏電站在年太陽輻射超過1 452.7(kW·h)/m2后，光伏電站具有租賃儲能電站的利潤空間，最大承受價格為607.5元/kW。光伏電站自建儲能系統(tǒng)會導(dǎo)致電站收益率下降1.83%～3.66%，等效租賃儲能電站價格為230～310元/kW。

2)火電廠配套建設(shè)儲能電站資本金內(nèi)部收益率在16.85%～21.14%，當(dāng)新能源年租賃儲能系統(tǒng)價格超過164.9元/kW時，儲能電站資本金內(nèi)部收益率不小于10%，與光伏電站自建成本價格230～310元/kW相比具有較大的競爭優(yōu)勢。

3)電網(wǎng)側(cè)儲能電站收益率相對較差。當(dāng)新能源電站對儲能系統(tǒng)年租賃價格為375.6元/kW時，儲能電站資本金內(nèi)部收益率為10%，但此價格已超出光伏電站自建儲能系統(tǒng)的成本，實際不具備可操作性，需要進一步挖掘儲能電站調(diào)頻價值、峰谷套利等，優(yōu)化項目商業(yè)模式。

系統(tǒng)模型相關(guān)參數(shù)依據(jù)實際工程造價及運營數(shù)據(jù)取值，不同地區(qū)政策不一。本文研究結(jié)果可為后續(xù)同類項目開發(fā)提供借鑒。