新能源電力系統中新型儲能高質量規模化配置
——以安徽新型電力系統為例

陳 欣，張姍姍,方小枝

(1.安徽工業經濟職業技術學院，安徽 合肥 230051；2.合肥學院，安徽 合肥 2306010)

“2030碳達峰、2060碳中和”是“人類命運共同體”“中國智慧”重要組成。構建以新能源為主體的新型電力系統是實現“雙碳”目標的關鍵。國家能源局數據顯示，2021年全國發電裝機容量約23.8億kW，其中風電和太陽能發電等新能源裝機63504萬kW，占比26.7%，新能源發電量突破1萬億kW·h，約占11.9%，距離2030年碳達峰目標全國裝機占比50%和發電量占比22%存在巨大增長空間。展望十四五，高比例大規模新能源并網給安徽電網的電能質量、安全可靠運行、調頻調峰和削峰填谷等方面帶來重大挑戰。在電力系統發電—電網—用戶側植入儲能技術是構建以新能源為主體的新型電力系統的核心。為此，國家地方陸續出臺了《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》《關于進一步完善分時電價機制的通知》《安徽省電力供應保障三年行動方案(2022—2024年)》等政策，目標直指新型儲能2025年實現大規模應用，2030年實現全面市場化。在“風光火儲一體化”和“源網荷儲一體化”系統中，新型儲能規模過大，系統經濟性差；規模過小，系統安全性和穩定性低。因此，新型儲能配置質量高低將深刻影響新型電力系統的規劃、運行、控制和資源配置結構。本文以安徽新型電力系統為例，分析了以新能源為主體的新型電力系統構建過程中新型儲能高質量規模化配置問題，并論述了實現新型儲能高質量規模化配置的方法，為電力系統改革發展提供參考。

1 新型儲能發展情況

1.1 國內外新型儲能發展

儲能主要是指電能的儲存。新型儲能主要有氫儲能、壓縮空氣儲能、電化學儲能、飛輪儲能等方式，但不包括抽水蓄能。《2021儲能產業應用研究報告》顯示，2020年全球儲能累計裝機容量192.2GW，同比增長3.4%，其中新型儲能占比10.5%，包括電化學儲能13600MW，壓縮空氣儲能1672.8MW，飛輪儲能966.2MW，氫能儲能28.0MW等。2021年7月，《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》制定了裝機容量3000萬kW以上的儲能發展目標，《關于進一步完善分時電價機制的通知》要求發揮市場決定價格作用，優化分時電價機制，儲能作為電力市場參與主體的身份予以明確。截至2021年10月，174項國家及地方政策出臺，促進儲能應用跨越式發展。2021年上半年，我國新增新型儲能項目257個，同比2020年增長60%，儲能規模1180萬kW，增長8倍，其中百兆瓦級超大規模項目34個。目前，電化學儲能是新型儲能的主力，新增項目覆蓋27個省，新能源電源側裝機占比大于50%[1]。2020年，我國儲能市場裝機規模為36.1GW，位居全球第一，其中包括電化學儲能裝機3272.5MW在內的新型儲能裝機累計占10.4%。

1.2 安徽新型儲能建設情況

截至2021年12月，安徽發電裝機容量數據為8465.7萬kW，其中可再生能源約占35.0%。發電量數據為3044.51億kW·h，其中風電和太陽能發電合計261.4億kW·h，合計占8.6%。據統計，安徽電化學儲能裝機規模位列廣東、江蘇、青海之后排名第四，新能源+儲能、調峰儲能市場全國排名都是第二，調頻儲能、電網側儲能市場排名靠后(見表1)。

表1 新型儲能應用統計

2019年至今，安徽新增新型儲能項目情況如下：

2019年9月，我國首個1MW分布式氫能綜合利用站電網調峰示范項目在六安開工，2021年8月完成運行前聯調試驗。2020年6月19日，淮北濉溪孫疃風電場50MW項目完成并網，安徽省“風電+電化學儲能”建設模式取得歷史性突破。2020年10月22日，金寨100MW/200MW電網側+電化學儲能項目正式開工，將實現源網荷協同調控。2021年9月30日，淮北譚家變電站+電化學儲能項目開工，將實現“5G+源網荷儲”深度融合。安徽省能源局文件顯示，2021年安徽省分兩批公示了4000 MW光伏項目和1166 MW風電項目，根據儲能配置不低于10%的要求，將新增儲能裝機容量為516.6 MW。綜上，安徽新型儲能市場處于發力加速階段，氫能儲能布局超前未來可期，電化學儲能成長較快，整體市場潛力巨大。

2 安徽新型電力系統內涵特征

安徽地處長三角電力消費腹地，皖北火電集中，皖南和大別山區小水電豐富，是全國首批光伏扶貧示范省。安徽電網已建有1000kV淮南—浙北—上海特高壓交流、±800kV白鶴灘—江蘇特高壓直流、±1100kV昌吉—古泉特高壓直流[2]等百余條超高壓、特高壓的交直流混聯體系，是國家“西電東送”、“皖電東送”和新能源消納的“橋頭堡”。安徽電網除具有全國電網“兩高一低”(即新能源占比高、電力電子設備占比高、系統轉換慣量低)特征外，還有具有“虛擬電廠”分散、新能源超極限消納、輸電密集通道多等新特征。

未來新型電力系統將是特高壓骨干電網+智能微網組成的交直流混聯系統，可用“安全高效、靈活可控、友好智能”概括。具體而言，電源側，新能源+儲能將成為發電主體；電網側，電網+儲能是削峰填谷、調頻調峰智能化供電主體；用戶側，儲能與分布式電源結合形成智能微電網，解決新能源就地消納問題，提升供電可靠性。

3 新能源電力系統中新型儲能規模化配置難點及分析

3.1 新型儲能規模化與電力系統穩定性沖突問題

2020年安徽新能源發電量占比為5.2%，遠低于全國平均值11.0%，距離我國2025年碳達峰占比22%和2050年碳中和占比86%相去甚遠。2021年安徽省非水電消納責任權重最低值為14.0%，激勵值15.4%，預計2022年最低預期值15.25%[3]。目標、考核和政策等推動安徽新能源電力快速發展，高比例新型儲能降低電力系統的穩定性。

用戶側，社會能源消費結構將加速向電氣化和高效化轉變，到2050年電能的使用占比將達到49%。據測算，“十四五”安徽電力需求增速約7%，2024年用電負荷最高約6530萬kW，若備用率12%，則電力需求將達7314萬kW，現僅有4835萬kW可供應，電力需求缺口驅動電源側電力增量投資。電源側，安徽省能源局文件顯示，2022-2024年規劃火電新增699萬kW，電源靈活性改造400萬kW(含儲能120萬kW)，剛性要求風電和光伏電站必須配置電化學儲能比例達10%以上，煤電改造項目則要求配置20%以上的電化學儲能。2021年，安徽省風電和光伏新增規模為6GW，分別為風電1GW、光伏4GW和煤電靈活性改造配置1GW[4]。皖北16家風電廠主動配置了19.5萬kW的儲能。電網側要求，推動全省電化學儲能建設，鼓勵電網側儲能項目建設[5]。處于西電東送的安徽電網還需配置密集過境通道新型儲能。綜上，新型儲能配置正從用戶側向電源側、電網側過渡，呈規模化配置趨勢。規模化新型儲能配置將嚴重影響電力系統穩定性。

電力系統穩定性與電網接入方式相關，傳統火電水電廠通過同步電機接入，風電、光伏新能源均通過電力電子裝置接入[6]。因電力電子器件是物理零慣量器件，會降低電網系統慣量。新能源出力隨機性和波動性會導致線路無功的流向和規模頻繁變化，僅靠電網無功調節不足以消除調壓需求(見表2)。當新能源機組低電壓穿越能力低于極限值時，任何輕微電網故障，也可能引發電源供電切除，造成重大安全事故。新能源消納成為新型電力系統的穩定性課題。國際上，我國相應規模的新能源消納問題尚無經驗借鑒。因為我國新能源“大規模”是指千萬千瓦級，歐洲是幾十萬千瓦級。我國“長距離”電力輸送是幾百上千公里，歐洲僅為一百公里左右。我國現有做法是，空間能源錯配問題通過高壓特高壓解決，時間上電力供需錯配問題則需儲能解決。2020年，安徽電網雖然已實現新能源100%消納，但已屬超極限消納，提升空間有限。安徽以燃煤火電為主，現有的響水澗、金寨、績溪等抽水蓄能調節能力不能滿足電力調節增長需求，火電調峰深度普遍不高，系統消納能力顯著不足。相反，在新型電力系統發—輸—配—用環節配置新型儲能(如電化學儲能)則可實現多時間尺度供電，快速靈活轉換，是解決大量新能源并網引起的電力平衡問題和系統穩定性風險的關鍵支撐技術[7]。同時確保新型儲能規模化與新型電力系統穩定性融合發展是必要的。

表2 常規能源與新能源特性對比

3.2 新型儲能經濟性與系統電價改革難點問題

在政策推動下，新能源風電光伏發電已完成從高額補貼到平價上網的過渡，但儲能成本補償即經濟性問題仍較模糊。電源側，火電+儲能組合調頻調峰頂峰出力的仍然是火電機組，儲能投資如何回報尚不清楚。電網側，電網+儲能組合一般是電網企業自己投資自己運營，政策規定儲能成本不計入輸-配-電價，即無收益。用戶側，風電光伏+儲能組合主要依賴峰谷價差，峰谷價差較小，投資回報期長降低了儲能經濟性，也降低了投資者意愿，繼而影響其規模化發展。電價上漲，有助于提高新型儲能的經濟性，但會對全國物價水平和經濟通脹預期等產生有重大影響，國家需綜合考量。

降低儲能成本和探索電力價格市場化分攤機制是出路。降低儲能成本不僅要考慮新能源發電成本，還應統籌電力系統消納成本。在我國“5+2+N”電力投資格局下，儲能經濟性要與國家電力價格市場化改革整體聯動。國家能源局提出“電網側獨立儲能電站”參與分享電價和“替代性儲能設施成本[8]”計入輸—配—電價的政策。國家發改委發布了推廣分時電價范圍、拉大峰谷電價差、擴大尖峰電價上浮比例、引導用戶高峰時錯峰避峰和低谷時調整負荷消納[9]儲能的政策文件。安徽省能源局為電源側儲能指出與火電自建、合建共享或者購買服務的盈利方向。2021年11月，浙江省能源局制定了對年利用小時數不低于600小時調峰項目給予170～200元/千瓦·年容量補償并逐年退坡的激勵政策，同時對Kpd值>0.9的火電調頻按儲能容量給予20萬kW/GW/月調頻獎勵[10]用煤量指標。此均為新型儲能經濟性與電力價格改革融合發展帶來了啟示。提高新型儲能經濟性必須綜合考量電力系統電價改革。

3.3 新型儲能安全性與電力系統可靠性要求問題

2021年4月16日，北京國軒福威斯集美大紅門儲能電站爆炸事故是至今我國最嚴重的儲能安全事故，大火持續燃燒12小時，犧牲2名消防員。該電站是用戶側直流光儲充一體化項目，采用25kW·h磷酸鐵鋰電池儲能，屬新型儲能技術。事故說明提高儲能經濟性的同時不能忽視儲能安全性問題。儲能安全性不僅僅是技術問題更是管理問題，必須把其統籌納入電力系統可靠性管理中來。儲能技術涉及機械、控制、材料、電氣和熱物理等多個學科領域，電芯熱穩定性能、過電、泄壓、過流及漏電等都會增加儲能電站事故概率。安徽電力系統已建成電壓等級最高的交直流混聯系統，有直流型的電源，也有交流型的電源；有直流負荷，也有交流負荷。交流和直流耦合以及配電和用電耦合[11]都在考驗電力系統的可靠性。電源側或電網側如果發生儲能爆炸事故，輕則會直接影響到超高壓特高壓“西電東送、準電南送”，重則會造成華東電網解列、長三角工商企業停產和電力設備報廢，甚至會造成國家骨干電網和架構重構，其后果是不可估量的。把儲能安全性問題納入新型電力系統可靠性整體構架中考量確保新型儲能配置高質量是必要的。

4 新能源電力系統中新型儲能高質量規模化配置方法

4.1 以經濟性和并網性能指標配置新型儲能規模

安徽新型電力系統構建應與安徽省能源結構轉型相適應。目前，安徽的能源結構是以燃煤電力為供應主力，以抽水蓄能為消納主力，儲能配置規模需置于“源—網—荷”及“技術—政策”等要素統籌考慮。儲能配置規模大、并網性能強，則儲能投資及運行維護成本高。相反，規模小、性能弱，則不能滿足新型電力系統未來發展需要。如圖1所示，“4”是指“源—網—荷”側+技術標準決定新能源消納的潛力；“2”是指儲能“政策引導”和“市場配置”，如電力系統接入標準和電調規定等，則決定新能源消納潛力作用深度。

圖1 安徽電網影響新能源消納的關鍵因素

以安徽電網運行數據為基礎，采用交直流配用電系統穩態與暫態仿真分析工具對規模化儲能系統消納新能源進行定量分析和評估，確定評價消納水平的四個指標(見圖2)。一是系統調節能力。優化電源結構及擴大備用容量是提升新能源消納能力的基礎。新能源并網需配置一定規模的靈活調節電源或儲能增強調節能力。基礎調節服務仍需由傳統火電氣電等大型可控電源提供，作為電力系統安全穩定的基石；增量調節服務則需要通過增加用戶側虛擬電廠和源側網側新型儲能容量完成，進而構建短時儲能與長時儲能互補結構，形成全時間尺度的系統調節能力[12]。二是電網輸電能力。國家電網按照調節層次分為網—省—地—縣網。新能源并網可選擇在區域電網和上一層級電網消納，當本層級電網根據負荷峰谷的時間差消除新能源出力波動性影響仍有備用容量時，可通過提升上一層級電網輸電能力，擴大電力平衡區域范圍達到提升消納規模目的。三是并網技術性能。國家電網相繼于2010年、2011年和2012年頒布并實施了《分布式能源、光伏電站和風電場接入電力系統技術標準和規定》，在電能質量、低電壓穿越、電能計量、信號監控和功率控制等方面提出了并網技術及要求，新能源并網標準是電網消納的技術極限。電網進行數字化智能化技術改造和轉型升級柔性直流輸電技術能提升電力系統穩定性，提升系統對新能源的消納能力，提高輸配電網可靠性和靈活性[13]。四是調度運行水平。優化現有的網—省—地—縣電力運行檢測與調控體系，打通發—輸—變—配—用環節，提升新能源發電和終端用電的預測精準度，進而合理安排系統中不同電源的運行模式，提升電調水平有助于新能源并網消納能力最大化。強化預測精度考核，發揮獎懲功能引導發電用電端有序接入電網，進而降低棄風率棄光率。

圖2 新型儲能促進新能源消納評價過程

我們把消納水平評價指標再具體細化為電源—電網—用戶側詳細指標。電源側明細指標有新能源發電比例、并網時序、保障利用小時數和新能源發展強度等；電網側明細指標有新能源裝機并網率、電網負荷率、系統儲能容量占比和外送電量中新能源發電量占比等；用戶側明細指標有新能源消納電量權重、“虛擬電廠”充放電次數、可用率、放電深度、效率及新能源汽車有序充電用戶占比[14]等。在安徽電網的模擬仿真平臺上，首先，逐步隨機削減特定區域和應用場景下儲能出力水平，分析消納水平指標變化程度；其次，利用熵權法定義各指標的權重，并統一指標度量，用于衡量不同儲能電站對新能源消納水平的影響；最后，利用機器學習中的回歸分析方法建立儲能變化與評價度量的函數關系，根據模擬數據分析和評估儲能系統促進電網中新能源消納水平。

4.2 新型儲能商業模式實現市場資源配置

政策引導+市場化是風電光伏產業發展的經驗范式，同樣適應于儲能產業。目前，國家及地方政策中明確規定新能源+儲能的配置要求，發揮市場資源配置功能，促進儲能產業從政策驅動轉換為市場驅動，是實現儲能商業價值的關鍵。新型儲能要實現盈利需要成本降低和電價改革支撐。在確保儲能安全的前提下，通過“揭榜掛帥”方式，促進儲能集成商加大研發，持續技術攻關，重點突破長時間儲能技術，單次能量存儲和釋放可以大于4小時，發展8～10小時以上儲能技術，系統能量轉換效率高于90%，促進度電成本低至0.2元以下，進而實現吉瓦時級儲能電站[1]。據測算，增加光伏循環次數至3500～5000和利用等效小時數至1000～2500小時，也可以實現度電成本0.2～0.35元/kW·h的目標，現行國家上網電價已為儲能規模化配置提供了市場化基礎。

2021年11月22日，國家電網《省間電力現貨交易規則(試行)》中“統一市場、兩級運作”的電力現貨市場規則，將有利于激發市場主體活力促進價值發現并優化各地區資源配置，進而加快形成“統一開放、競爭有序”的電力中長期電能市場、現貨電能市場和輔助服務市場。現有的儲能商業模式(見圖3)有電源側儲能+火電或新能源組合參與輔助服務市場，通過增加新能源電站增發電量獲取收益；電網側通過自建或租賃儲能電站賺取收益，獨立儲能電站參與發電被視為成為儲能市場化的突破口；用戶側以峰谷電價差套利，政府、公用事業、工商業會成為市場化驅動主力。2021年8月，安徽、浙江、四川等省開始實施大工業、一般工商業分時電價調整方案，如浙江提高大工業尖峰電價5.6分/度和高峰電價6分/度，降低大工業低谷電價6.38分/度，2024年擴展到一般工商業。拉大峰谷電價差，促進大工業和一般工商業開展風光儲一體化發展有助于最先實現儲能市場資源規模化配置。未來，若擴展至政府、公用事業、居民和農戶則用戶側儲能產業市場化配置率先完成。國家大力發展電力銷售中介市場，破除電網公司壟斷地位，制定電網公司僅收取輸配電價、政府性基金及附加的限制政策，從而促進電源側供給+虛擬電廠供給+用戶側需求市場形成。電力需求端和供應端可選擇直接簽訂或由電網公司代理簽訂“能源管理協議”(EMC)或“售電合同”，供需雙方均“以電力市場競價所得電價為基準”每月參與市場競爭，最終實現儲能規模化市場配置。

圖3 新型儲能商業模式市場化改革

5 結語

“2030碳達峰”“2060碳中和”是事關中華民族永續發展和構建人類命運共同體[15]的“中國智慧”，發展綠色低碳的以新能源為主體的新型電力系統是關鍵，在電源-電網-用戶側大規模植入新型儲能技術是核心。文章針對新型儲能的規模化、經濟性、安全性與新型電力系統的穩定性、電價改革、可靠性融合難題，建議統籌“源—網—荷”及“技術—政策—市場”等關鍵要素，采用系統穩態與暫態仿真分析工具，以系統調節能力、電網輸電能力、并網技術性能和調度運行水平為消納水平評價指標，再細化至電源—電網—用戶側各具體指標，利用機器學習中的回歸方法進行模擬數據分析和評估確定新型儲能經濟規模。同時以電價市場化改革為突破口，從電源—電網—用戶側設計新型儲能商業模式實現從政策引導到市場驅動的轉換。電源側大規模配置新型儲能設施，傳統電廠大面積大落差靈活性改造，借助資源時間的差異，開展大電網跨地域電能調度；電網側發揮儲能獨立電站供電頂峰等能力；用戶側增強需求響應計劃，引導有序用電，實施節能計劃，拉大峰谷差電價，提高尖峰電價，發展電能交易中介市場。未來，供給側新能源發電比重持續增長，需求側用戶電力消費比重快速提高，新型儲能是構建以智能微網為分支和以特高壓電網為骨干的交直流混聯架構的新型電力系統的關鍵支撐。新型儲能配置規模化程度和質量高低將直接影響“2030碳達峰”“2060碳中和”的戰略目標的實現。