江西新能源消納與儲能應用前景分析

彭懷德，王 欣，楊 超

（國網江西省電力有限公司經濟技術研究院，江西 南昌 330096）

0 引言

2019年底，我省可再生能源發電裝機達到1 623萬kW，占電源總裝機的比例42.9%，新能源發電裝機達到961.8 萬kW，占電源總裝機的比例25.4%。江西電網新能源統調發電最大出力達到240 萬kW，創歷史新高，國網江西電力及時采取優化電網運行方式，火電機組深度調峰、啟停調峰，充分發揮抽水蓄能電站作用等措施，保障了新能源全額消納，新能源利用率達到100%，未出現棄風棄光。2020年上半年受新冠肺炎疫情影響，江西省用電負荷低位運行，部分時段電網調峰問題突出，風光新能源消納困難。國網江西公司多措并舉，為風光新能源騰挪發電空間，保障了疫情期間風光新能源全額消納和電網安全穩定運行。

電力系統的特性是發、輸、配、用電瞬時完成，電源調節能力、電網聯通規模、負荷規模及響應能力共同決定了新能源消納潛力。電力系統平衡的原則是調節常規電源出力跟蹤負荷變化，當高比例新能源接入電力系統時，常規電源不僅要跟隨負荷變化，還需要平衡新能源的出力波動，電源調節能力影響新能源消納程度。電網互聯能力強，可根據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。

江西電網用電最大峰谷差已達50%左右，并呈逐步擴大的趨勢，江西風電日波動幅度大，且呈現一定的反調峰特性，光伏發電受晝夜變化、天氣變化、移動云層的影響，同樣存在間歇性和波動性，大量新能源并網后將增加系統調峰難度。目前，江西電源結構以火電為主，抽水蓄能裝機僅有120萬kW，靈活調節電源偏少，且小型水電機組較多，調峰手段有限，電源總體調節性能主要取決于火電調峰深度，新能源高比例接入系統后，當新能源出力超過系統調節范圍時，必須控制新能源出力以保證系統動態平衡，因此產生棄風棄光。隨著新能源進一步發展，靈活調峰電源、火電調峰能力嚴重不足，是產生棄風棄光的最主要原因，而送端與主網的電網互聯不充分導致斷面外送受阻，是產生棄風棄光的次要原因。可以這么認為，江西新能源消納問題根源主要是電源的調節性能靈活性不足。

近年來江西省新能源發電規模保持較快增長，新能源發電出力頻創新高，新能源最大裝機占用電負荷比例達29%。江西電網調峰日益困難，新能源消納矛盾逐漸凸顯，存在的問題主要有以下幾點：

1）電網調峰日益困難。江西電網工業負荷占比較小，第三產業和居民用電占比逐年提高，全省統調用電負荷峰谷差率居高不下，年最大峰谷差率已達55%以上，電網調峰比較困難。特高壓入贛后，為滿足四川水電外送需求，將進一步加大江西電網調峰難度。

2）新能源發電裝機占比持續提升。預計到2025年，江西電網全口徑風電、光伏發電裝機容量分別為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%，新能源發電裝機占比持續提升。

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

1 江西儲能技術發展現狀

1.1 儲能技術應用現狀

儲能技術是智能電網的重要環節，隨著大規模可再生能源接入電網，江西風電日波動幅度大，且呈現一定的反調峰特性。光伏發電受晝夜變化、天氣變化、移動云層的影響，同樣存在間歇性和波動性，大量新能源并網給電網調峰、運行控制和供電質量等帶來巨大挑戰[1]。儲能技術能夠有效提升電網接納清潔能源的能力，解決大規模清潔能源接入帶來的電網安全穩定問題。

儲能具有調峰的天然優勢，特別是電化學儲能集快速響應、能量時移、布置靈活等特點于一體，在電網側、發電側、用戶側全面發展對于保障電力系統穩定，促進能源低碳轉型起到關鍵性作用。現有的電力儲能方式主要分為抽水蓄能（機械儲能）、電氣儲能、電化學儲能、熱儲能和化學儲能五類。其中，抽水蓄能（機械儲能）和電化學儲能應用最為廣泛。主要關鍵參數有：儲能規模、工作時間、響應時間、特殊限制和建設成本五點。電力系統中的應用分為功率型應用（電能質量控制、電網調頻）和容量型應用（削峰填谷、系統備用）兩方面。

國內儲能技術以抽水儲能為首，抽水蓄能單個電站規模可達120~360 萬kW，能源轉換效率75%~85%，日調節一般為5~6 h，使用壽命長，設計壽命30年，而電化學儲能壽命多為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，其度電成本最小（0.21~0.25 元/kW·h），中國抽水儲能項目占比93.2%；電化學儲能為第二大儲能方式，而其中以鋰離子電池為主，中國電化學儲能項目中，鋰離子電池占比81.4%。

1.2 電化學儲能發展前景

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

電化學儲能能量轉換率高，循環壽命長，選址靈活，快速響應，可滿足電力系統不同時間尺度的調節需求。近年來，電化學儲能價格快速下降，在部分國家已得到商業化應用，主要包括調頻和容量備用兩個領域，如美國的PJM 調頻輔助服務市場、英國的快速調頻市場和容量市場等。鋰電池儲能在發電側、輸配電側、用戶側等主要應用場景均有很強的競爭力，隨著電池成本的快速下降，電化學儲能經濟性拐點開始出現，到2020年鋰電儲能度電成本有望降至0.25 元/kW·h 以下，已初步具備經濟性，主要優勢有以下兩點。

1）提高新能源利用率，參與電力系統快速調頻

由于江西風電、光伏等新能源具有逆調峰、波動性特點，電網為緩解調峰壓力棄風、棄光，儲能能更好提高系統調峰能力和上網友好性，促進新能源消納。電儲能快速響應特性滿足快速調頻的需要，能提高系統調頻能力，同時極大提升電網對功率平衡和電量平衡調控功能，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期，電化學儲能將成為儲能裝機容量的核心增長動力。儲能技術與應用策略的成熟、標準與規范的制定、成本下降與規模化生產的實現、儲能應用市場與價格機制的建立，結合新興業務擴大用戶側市場，將加快電儲能參與江西電力市場化的進程。

2 江西新能源消納分析

2.1 新能源電力系統時序生產模擬技術原理

基于時序的生產模擬是指在給定的負荷條件下，模擬各發電機組的運行狀況，并計算發電系統生產費用的一種時序仿真方法[2]。時序生產模擬對發電系統的運行和決策都起著重要作用，其中短時間尺度的生產模擬一般為幾個到幾十個小時不等，可以優化系統運行方式，提高新能源接納能力，消納更多的新能源電量，為調度部門提供合理的發電計劃[3]，可以模擬不同的裝機規模、電網架構等條件下新能源生產情況，為新能源產業發展規劃及電網建設規劃提供參考依據。

新能源生產模擬模型基于時序生產模擬方法建立，時序生產模擬保留了負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定值）為單位模擬系統運行[4]。新能源生產模擬方法基于電力系統最基本的實時生產過程，保證每個時間斷面各種電源發出的電力以及聯絡線輸送電力與負荷需求保持相等，并將時間斷面向前不斷推進[5]。由于各時間斷面之間具有連續性，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，應滿足電力系統運行的各種邊界條件，比如，只有運行的機組能夠在功率調節范圍內提供功率、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果

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

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

在2025年預計規模下，由于省內新能源消納空間有限，加上在新能源總裝機1 930 萬kW 的規模下，根據計算，部分月份存在棄風棄光現象，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，發生在2月份。其中風電總棄電量為4.48 億kW·h，整體利用率為97.12%，月最大棄電量主要發生在2月份風力出力較大的月份。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生在4月份。

圖1 2025年新能源棄電量

2025年（春節）棄風棄光量整體偏大，圖2為江西典型日電網調峰空間模擬圖。可以看出，該日風電出力在早晨及傍晚較高，光伏發電出力中午最高，電網負荷最高約為2 113.3 萬kW（18 時），凌晨0-6 時為負荷低谷時段。

圖2 江西典型日電網調峰空間模擬圖

從模擬結果圖可以看出，風電棄風時段集中在0-6 時及11-17 時，光伏棄光時段集中在11-17 時，其余時段沒有出現棄風和棄光現象。0-6 時有大量棄風，這是因為在此時段內負荷很低，電網新能源消納空間壓縮，火電機組降至最低技術出力，水電機組出力較低，洪屏抽蓄抽水用電，電網調峰容量裕度用盡，只能采取限制部分統調風電和光伏出力的措施維持電網的安全穩定運行。

3 儲能對江西新能源消納能力提升分析

根據上一章節的計算，“十四五”江西省新能源預計規模1 930 萬kW，其中風電830 萬kW，光伏1 100萬kWp，新能源總裝機容量占裝機容量33%，低谷的時候電網調峰能力不足（低谷時段向下調峰能力）成為制約新能源發展的主要因素，因調峰導致2025年新能源利用率為97.1%。

隨著能源互聯網的發展，多能源網絡之間的耦合關系更加深入，如何調整現有能源結構增加新能源的有效利用是目前亟待解決的重要技術問題。儲能是大規模集中式和分布式新能源發電接入和利用的重要支撐技術，能夠改善網絡之間的剛性關聯，接入不同形式的儲能裝置能夠使系統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到98%與99%時需要配置多少容量的儲能，計算結果如表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。

根據計算結果，6 h 儲能對新能源消納能力的提升作用優于4 h儲能，優于2 h儲能。

在2025年預計規模下，以配置6 h儲能160萬kW為例，與上一節對比，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 機組建設投產，新能源總棄電量為2.93億kW·h，較基準方案棄電量減少63.6%，整體利用率為98.94%，較方案一新能源利用率增大1.83%，全年儲能電站發電量為25.73億kW·h，充電量為28.59 億kW·h，整體調節性能大大增強。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）棄風棄光量整體偏大，圖4為儲能作用下江西典型日電網調峰空間模擬圖，可以看到，該日內風電出力在早晨及傍晚較高，最高出力接近332.83 萬kW（9 時）；光伏發電出力中午13 時最高，為587.20 萬kW。電網負荷呈現午高峰和晚高峰負荷“雙高峰”負荷特性，最高約為2 348 萬kW（21 時），凌晨0-6時為負荷低谷時段。

圖4 儲能作用下江西典型日電網調峰空間

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

4 結語

根據生產模擬軟件計算結果，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削峰填谷和吸引儲能投資創造更大空間。通過擴大峰谷電價實施范圍，合理確定峰谷價差等手段進一步推進峰谷電價機制的實施，運用價格信號引導電力削峰填谷，為儲能系統提供市場空間。可設立動態的峰谷電價機制，為儲能系統的靈活性優勢提供發揮空間，促進儲能的應用和發展。

2）同步開展儲能與新能源發展規劃

結合新能源發展同步進行儲能規劃，明確儲能系統的配置方案，包括儲能類型、容量、功率和建設位置等內容。通過為新能源電站合理配置一定容量和功率的儲能系統，促進大規模的清潔能源并網消納，并給予儲能與新能源同步規劃方面的政策支持。

3）加快推進電力市場建設，完善電力市場機制

通過完善電力市場機制合理體現儲能在削峰填谷和提升電能質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。加快推進電力市場建設，完善儲能參與輔助服務市場的交易機制，豐富輔助服務交易品種，包括調峰調頻、備用、黑啟動等，通過市場手段實現儲能系統價值的合理回報。