儲能在山東電網中的應用前景展望

張 浩

（國網山東省電力公司經濟技術研究院，山東 濟南 250021）

0 引言

目前，我國經濟進入高質量發展階段，能源結構從化石燃料向可再生能源轉型，以風電和太陽能為首的可再生能源發展迅速，在電力系統中所占比例不斷提高［1-3］。然而，規模化建設具有時間間歇性的可再生能源給電網的安全穩定運行帶來隱患，不僅影響了電力系統調度的準確性，還存在電網功率交換所引起的運行安全和電能質量問題［4-6］。儲能系統通過對電能的快速存、放，不僅可以參與電網調峰調頻、平抑波動、提升電網對可再生能源的消納能力，還在增強電網緊急控制能力、延緩設備投資等方面成效顯著［7-9］。

隨著力爭2030 年前實現碳達峰、2060 年前實現碳中和的“雙碳”目標提出，儲能系統在電力系統中的應用將會愈發廣泛，其應用模式和容量配置的研究變得更加重要。文獻［10-11］闡述了儲能技術在電網側平滑新能源出力的控制方法，總結各類控制策略的優缺點。文獻［12-13］從輸電側角度，針對儲能參與系統調頻的控制方法、經濟性分析等方面進行了研究。文獻［14］分析了儲能系統在負荷低谷時儲能，負荷高峰時發電，參與電網調峰的可行性及經濟效益。文獻［15-16］基于不同約束模型，根據儲能系統不同應用場景，提出容量配置最優配置方案。上述文獻從不同角度對儲能系統在電力系統中的應用進行了研究，但與山東電網發展及山東現有儲能政策結合不緊密。

結合山東電力系統特點對儲能系統在高占比可再生能源系統中的應用價值進行研究，探索適合山東地區開展的儲能系統應用模式，并通過對儲能支持政策的解析，提出山東“十四五”期間儲能電站容量配置建議。

1 儲能系統在電網中的應用

隨著大規模可再生能源的快速發展以及儲能技術成本的持續下降，儲能系統的應用正逐漸成為能源領域特別是電力系統轉型的重要支撐點［16-17］。不同應用場景下，儲能系統配置在電力系統的發、輸、配等不同環節，如表1 所示。目前，儲能典型應用模式主要為調頻、調峰、跟蹤計劃出力、減少棄風棄光等。

表1 儲能系統應用場景

1.1 儲能調頻

儲能參與電網調頻，可有效改善功率波動性和不確定性影響，而可再生能源的并網發電將加深相關影響［18-19］。傳統調頻火電機組爬坡速度慢，存在反調問題；水電機組發電受自然資源制約，無法滿足隨時存在的調頻需求。儲能系統具有控制準確、動作迅速的特點，可彌補傳統機組的不足之處，對于電網有功功率供需的快速實時平衡及穩定運行有一定改善，提升電網可再生能源接納能力。貴州清水河電廠20 MW/10 MWh 儲能調頻電站投入運營，主要參與當地電網的輔助調頻任務，并作為電力系統備用電源，實際工程的應用表明儲能系統參與調頻的可行性和經濟性。

1.2 儲能調峰

傳統火電機組調峰響應慢，從啟動到并網時間較長，且無法在負荷低谷時消納電網電量。抽水蓄能電站選址要求高、占地大，建設周期較長。相比較而言，儲能系統具有效率高、響應速度快、運行溫度范圍廣、循環次數多、建設周期短、容量配置靈活等諸多優勢，參與電網調峰是有效可行的，有助于保障電網安全穩定運行［20-22］。隨著系統運行方式日趨多樣化，儲能系統在電網中可通過參與調峰緩解因高比例可再生能源發電帶來的不穩定隱患。在實際應用中，微型或中型儲能系統協助電網調峰具有較好的經濟效益，且采用多類型混合儲能系統進行調峰可減少投資成本。利用大規模儲能系統進行“削峰填谷”，一般則需要統籌考慮容量配置與所期望達到的改善效果之間的關系，并以投資少、收效快為約束條件，以收益最大為目標，求解得出儲能系統最優容量配置及經濟性參數。深圳寶清4 MW/16 MWh 鋰電池儲能電站、大連液流電池儲能調峰電站（一期100 MW/400 MWh）等項目的建成投用，有效緩解了當地電網調峰壓力。

1.3 跟蹤計劃出力

當前以風電、光伏發電為代表的可再生能源功率預測技術仍存在預測誤差大、預測算法優化不足等問題，對電網調度準確性和電力系統備用容量安排均造成困擾［23-24］。儲能系統憑借其易于擴容、循環使用壽命長等特性，通過優化系統控制策略，可用于平滑風電出力波動、跟蹤風電計劃出力等場合，使風儲聯合出力在一定允許范圍內接近風電功率預測曲線，從而提高可再生能源的可調度能力和輸出可信度，進而提高電力系統可靠性、經濟性。山西朔州右玉風場儲能項目采用模塊化集裝箱式儲能系統，主要包含電池系統、能量管理系統、輔助系統等，電池采用磷酸鐵鋰電池，主要實現風電場跟蹤計劃出力應用場景功能，是典型儲能示范工程［25］。

1.4 減少棄風棄光率

因風電、光伏發電受天氣實時影響較大，通常處于限制發電情況下，所發電量無法上網，而風電、光伏電站項目又多建在偏遠地區難以做到本地全部消納，因此儲能系統在能量管理系統的調控下，配合電站自動發電系統，在需要時將多發電量存儲在儲能系統中，避免了能源損耗。此外，在電站不限制發電情況下，儲能系統放電，提高電站收益。在當前大力發展可再生能源的進程中，儲能系統的需求配置成為影響新能源消納、減少棄風棄光率的關鍵支撐技術，各地方政府和電網部門也相繼提出新增新能源項目需要配置一定比例儲能系統的要求。因此，新能源加儲能的應用模式將成為未來發展主要方式。

2 山東電力系統現狀及政策研究

2.1 山東電力系統現狀

截至2019 年底，全省裝機容量13 619 萬kW，其中常規水電及抽水蓄能108.1 萬kW，風力發電1 354 萬kW，光伏發電1 620 萬kW，生物質發電293 萬kW，火力發電9 604 萬kW。當前仍以火力發電為主，占比70.5%。

山東電力系統隨著可再生能源裝機容量不斷增大、外電入魯電量持續增多等情況，主要存在以下特點：

1）電網調峰能力不足，無法保障新能源并網消納，火電機組啟停頻繁造成機組故障率持續走高。當前山東省已完成泰安抽水蓄能電站建設，沂蒙、文登、濰坊等地抽水蓄能電站項目作為山東省重點工程持續建設，上述工程建成投產后將提供近400萬kW裝機，會大大緩解調峰壓力。

2）外電入魯代替常規電源，在極端情況下，電網穩定運行存在風險。目前，山東省已實現與寧夏、內蒙古、陜西、河北等地區互聯互通，省外來電在整個電力系統中的比重越來越大，若出現直流閉鎖等故障，將導致大量功率缺額，進而影響電網的安全穩定。

3）用電高峰期供電緊張，山東省2019 年全網用電負荷超過最大負荷95%的單日持續時間為2～6 h，全年累計43 h，存在較大用電缺口。

4）儲能系統可參與電網調峰調頻、跟蹤計劃出力，可有效減少棄風棄光，提高消納能力，與新能源協同發展。

基于上述儲能系統應用特點及山東電網現狀，可看出大力發展儲能系統是可行且必要的。此外，碳達峰、碳中和目標的提出，為我國綠色低碳發展提供了方向指引，必將促進可再生能源的快速發展，也預示著儲能系統將迎來寶貴的發展機遇期。

2.2 山東電力系統政策研究

儲能系統的應用價值在于為電網提供輔助服務，因此其收益主要依靠政策補貼、現貨市場、電力輔助服務市場等方式實現。國家發改委、財政部等五部委發布《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》，明確“十四五”儲能產業實現規模化發展，提出儲能提升可再生能源利用水平應用示范、提升電力系統靈活穩定性應用示范等五大重點領域。國家發改委制定《貫徹落實〈關于促進儲能技術與產業發展的指導意見〉2019—2020年行動計劃》明確要加快增量配電業務改革和電力現貨市場建設，推動儲能參與電力市場交易。

2021 年4 月21 日，國家發改委和國家能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見（征求意見稿）》，其對新型儲能的發展進行了系統全面的規劃和部署，為新型儲能的發展指明了方向、明確了目標，對我國儲能產業的發展具有重大意義。同時，也表明儲能發展迎來重大利好政策，未來將會呈現加速發展狀態。

2.2.1 儲能系統參與電力現貨市場

山東省作為全國八個現貨市場試點省份之一，已發布適用于本地區的《山東省電力現貨市場交易規則（試行）》。隨著細則的不斷完善和中遠期電力現貨市場的健全，應準許新能源發電和儲能設施參與現貨市場，通過電力現貨市場形成分時電價，引導儲能通過優化運行、發揮特性來獲取收益，并在高比例可再生能源系統中發揮對系統容量支撐作用。

此外，山東2020年10月召開的新聞發布會明確擬近期出臺儲能發展指導意見，通過政策指引，依托示范工程，建立健全政策體系和管理機制，力爭2025年實現儲能系統全面市場化。

2.2.2 儲能系統參與輔助服務市場

2020 年3 月，山東發布《關于開展儲能峰谷分時電價政策試點的通知（征求意見稿）》，通知指出儲能低谷電價再降低0.03 元，尖峰低谷電價差最高達0.744 5 元/kWh。2020 年10 月，山東發布《山東電力輔助服務市場運營規則（試行）（2020年修訂版）》（征求意見稿），意見稿指出規模在5 MW/10 MWh 及以上獨立儲能設施、集中式新能源場站配套儲能設施等均可參與調峰，儲能設施有償調峰出清價格按照400 元/MWh 執行。上述政策的發布，表明儲能系統已得到業內認可，明確了儲能進入輔助服務市場的準入資格，并鼓勵其作為優質調節資源參與市場，拉動儲能發展。

2.2.3 儲能系統與可再生能源協同發展

為進一步促進可再生能源消納，國家發改委、能源局發布《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，目的促進各區域優先消納可再生能源，形成可再生能源電力消費引領的長效發展機制。未來長期發展，可借鑒國外經驗，對于配套建設儲能的風電、光伏電站，給予超出其電量價值的“綠證”，推動市場合理補償儲能投資成本，加速儲能應用推廣。此外，2020年6月山東發布的《關于2020年擬申報競價光伏項目意見的函》中明確申報項目根據承諾，儲能配置規模按項目裝機規模20%考慮，儲能時間2 h，可以與項目本體同步分期建設，此文件的發布對于推動儲能發展有積極作用。

3 儲能經濟性分析及容量配置

近年來，以磷酸鐵鋰電池、鉛酸電池、全釩液流電池為代表的電化學儲能技術性能不斷提升、成本持續下降，儲能系統的規模化建設已臨近商業化運營的技術經濟拐點，其商業化應用機遇顯現。不同儲能技術具有不同特性，根據具體使用情況來選擇儲能類型，其經濟性最佳［26-28］。表2針對不同類型儲能技術，通過放電時間、效率、建設周期等方面進行對比，旨在為實際工程項目儲能選型提供參考。

表2 儲能技術性能對比

根據研究統計，以選用鉛酸電池建設儲能電站用于負荷削峰填谷和選用鋰離子電池用于調頻，均可呈現出一定經濟性。儲能系統的建設，除了直接的經濟收益外，還能夠協同可再生能源發展進而減少發電側棄風棄光；降低火電發電量，進而減少各類污染物排放，助力能源結構轉換；延緩電網投資建設，提高電網穩定運行。

綜合考慮山東電力市場改革進程和山東省煤炭去產能、落后煤炭機組關停淘汰力度加大等政策因素影響，預計2025 年山東省全網用電負荷超過最大負荷95%的電力約為610 萬kW，時長約45 h；根據不同類型儲能系統特點及應用前景，考慮超過最大負荷95%的負荷中，70%由抽水蓄能補充，30%由電化學儲能系統補充，考慮15%備用裝機，經計算推薦山東省在“十四五”時期完成建設抽水蓄能電站容量500 萬kW、電化學儲能容量200 萬kW。此外，遼寧臥牛石風儲電站、青海格爾木光儲電站、江蘇、河南以及湖南10 萬kW 級電網側儲能電站等項目的建設投運［8］，以及山東依托新能源場站在德州、泰安、濱州、煙臺建成的儲能項目，都進一步表明儲能系統的應用前景。

4 結語

當前在電力市場成熟穩定、儲能設備價格大幅下降、配套服務體系不斷完善的基礎上，山東地區涉及儲能的相關政策支持傾向明顯，可預見未來儲能在高可再生能源比例下的山東電網中建設容量會逐步增多，不斷涌現規模化、長放電時間的儲能電站項目，并會在“十四五”期間基本形成符合山東實際的儲能技術路徑，構建起較為完善的儲能發展。