當前風電項目配置儲能裝置的可行性初步分析

文／徐一凡

當前風電項目配置儲能裝置的可行性初步分析

文／徐一凡

近年來，我國風電發展迅速。到2013年年底，全國風電并網裝機容量77160MW，全年風電發電量134.9TWh，約占全國總上網電量的2.5%。在風電開發較為集中的區域，風電已經成為主力電源之一，以蒙西地區為例，2013年風電發電量為21.6TWh，占到全網發電量的11%。

隨著風電并網規模的不斷擴大，從2011年起，“三北”地區等風電開發集中區域棄風限電問題日益突出，在2012年達到高峰。2012年全國棄風電量約20TWh，全國棄風率約為17.1%，其中吉林、蒙東、蒙西、甘肅等地區棄風率在25%以上。在這種背景下，有些儲能設備廠家提出，現階段我國風電項目應投資配置儲能裝置。一是可以快速吸收和釋放有功及無功功率，平滑風電輸出功率，提高風電的可控性，保證風電出力的連續性和穩定性，減小對電網的影響；二是可以在棄風限電時儲存風電電量，在非限電時段上網，在棄風限電問題得以改善之前提高風電的效益。

那么，現實情況是否如理論設想的那樣呢？為此，我們結合風電的出力特點和儲能技術的特點，對當前政策環境下風電項目投資配置儲能裝置的可行性進行初步分析。

儲能技術簡介

目前，儲能技術路線主要分機械儲能（包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等）、電化學儲能（包括鉛酸電池、鋰離子電池、液流電池、鈉硫電池等）和電磁儲能（包括超導儲能、超級電容器儲能等）等幾種，各種技術的特點如下表所示。

表1 各種儲能技術特點

由于風電場裝機規模多在50MW以上，適用于風電場儲能的技術必須是兆瓦級以上功率、多小時容量的技術。電磁儲能和飛輪儲能明顯不適用，機械儲能中抽水蓄能和壓縮空氣對地理條件的要求高，有些地區不具備推廣的條件，因此可在風電場內配置的只有電化學儲能的幾種技術。

當前條件下風電項目配置儲能裝置的可行性

（一） 配置儲能的容量不易確定

為風電等可再生能源項目配置儲能裝置，在限電時段儲電、非限電時段上網，這在技術上是完全可行的。但由于儲能成本普遍高于風電等可再生能源發電成本，這種做法在實踐中是否可行，是否適宜在全行業推廣，關鍵還在于能否在滿足要求的前提下配置最小的儲能容量。

實際上，風電項目配置儲能的比例主要取決于當地的限電情況，沒有一個普適的標準。由于2012年限電情況比較突出，我們選取了蒙東地區有代表性某風電場（裝機容量297MW）2012年的全年各月限電、2月各日限電和11月28日分時段限電情況進行統計，結果如下：

如圖1所示，2012年限電最多的月份集中在2－4月，月限電量在52000MWh－57000MWh之間，限電最少的月份為7月，限電量1300MWh。

如圖2所示，2012年2月限電最多的是6日，限電量為5650MWh。7、11、21、22、27、28日限電量為0kWh。

如圖3所示，11月28日，限電主要集中在夜間（1∶45－8∶45），限電量為1260MWh，其他時段限電不多。

上面的限電情況有兩個比較突出的特點，一是單日各時段限電量差異較大，按高配置浪費極大，按低配置滿足不了要求，基本不存在一個合理折中的儲電容量；二是限電往往連續出現，即使前一時段的限電全部儲存下來，下一時段又限電了，儲存的電量也沒有機會上網，極端情況下可能全月只儲存了第一天的電。

（二） 成本分析

目前可再生能源配置儲能的示范項目較少，成本方面可供參考的不多。

國家電網公司在河北省張北建設了風光儲輸示范項目，為100MW風電和40MW光伏項目配置了20MW/95MWh的儲能，儲能部分采用鋰電池、鈉硫電池和全釩液流電池三種技術，由不同廠家提供，如下表所示：

圖1 某風電場2012年各月限電量

圖2 某風電場2012年2月各日限電量

圖3 某風電場2012年11月28日分時限電量

表2 張北風光儲輸項目儲能配置

該項目儲能部分投資4億元，每千瓦成本在2萬元以上，是風電場平均單位千瓦投資（8500元左右）的2倍多。其工作壽命估計在5年左右。

2012年，龍源集團為其遼寧法庫臥牛石50MW風電場配備了5MW/10MWh全釩液流電池儲能裝置。該儲能裝置投資7000萬元，相當于每千瓦14000元。輸入輸出比為1：0.7，充放電次數為2000次，全生命周期可吸收20GWh電能、放出14GWh電能，相當于度電成本5元，幾乎是風電度電價格的10倍。

從容量上看，張北風光儲輸項目的儲能容量占比約為14%，共可儲95MWh電能，但該項目有40MW光伏發電，其出力特性與風電、儲能如何互相作用不得而知。龍源法庫項目是純風電，參考價值更高一些，其儲能占比是10%，可儲10MWh電能。

如果根據龍源法庫的經驗為某300MW風電場按10%容量配置儲能，需配置30MW儲能，可儲60MWh電能，僅是11月28日1∶45-8∶45時段限電量的零頭。即使按20%配置，可儲120MWh電能，仍然僅為該時段限電量的十分之一。關鍵在于，無論為風電項目配置多大的儲能裝置，基本可視為法庫項目的放大版，其儲電上網的度電成本均為5元，這說明如果僅為了解決限電問題為可再生能源項目配置儲能，是不可能達到投入產出平衡的。

(三)儲能對電能質量的貢獻體現在電網側

由于風電出力受風速所固有的波動性影響較大，在電網薄弱地區容易引起電網電壓和頻率穩定性問題。目前解決這種問題的措施主要是進行風功率預測和安裝無功補償等手段。安裝儲能裝置可以使風電場更好地配合電網進行調峰和調頻，但從系統角度看，以這種目的配置的儲能是電網建設的需要，而不是電源建設的需要。為電網提供服務的儲能裝置應該在電網中配置，讓每個風電場配置儲能不但不經濟，也無必要。

以抽水蓄能為例，其主要作用是為電網運行服務，我國現行的有關政策規定，抽水蓄能電站由電網企業根據電網運行需要進行規劃，原則上由電網企業全資建設和管理，杜絕電網企業與發電企業合資建設，嚴格審核發電企業投資建設抽水蓄能電站項目。在投資回收機制方面，不再核定抽水蓄能項目的電價，其建設和運行成本納入電網運行費用統一核定。

（四）儲能裝置并不是電力系統靈活性的唯一來源

電力是唯一不能被輕易存儲的重要“能源載體”，因此目前的電力存儲技術一直未取得實質性突破，更不能以良好的經濟性對系統運行進行調節。幸運的是，與通行的假設不同，缺少經濟儲能方式對可再生能源未來發展的影響并不大，因為我么可以通過多種途徑獲得電力系統的靈活性。綜合運用類型各異、位于不同區域的可再生能源電源結構，功率預測技術，靈活性電源以及需求側響應等措施，可以構建完全滿足需求的可靠電力系統。

結論

綜上所述，為風電等可再生能源發電配置儲能裝置，盡管在理論上是可行的，對平衡峰谷有較好的作用。但是，有鑒于當前的技術水平和經濟性，儲能技術尚不具備大規模推廣的條件。并且就目前我國風電占比僅有3%的情況來看，也沒有必要動用成本高昂的儲能設備。實現更大比例的可再生能源并網，不是在電網運行的物理特性上做出改變，而是在運行策略、規則和程序上做出改變，這是一個巨大的機制性挑戰。

（作者單位：國華能源投資有限公司）