江西新能源消纳与储能应用前景分析

彭怀德，王 欣，杨 超

（国网江西省电力有限公司经济技术研究院，江西 南昌 330096）

0 引言

2019年底，我省可再生能源发电装机达到1 623万kW，占电源总装机的比例42.9%，新能源发电装机达到961.8 万kW，占电源总装机的比例25.4%。江西电网新能源统调发电最大出力达到240 万kW，创历史新高，国网江西电力及时采取优化电网运行方式，火电机组深度调峰、启停调峰，充分发挥抽水蓄能电站作用等措施，保障了新能源全额消纳，新能源利用率达到100%，未出现弃风弃光。2020年上半年受新冠肺炎疫情影响，江西省用电负荷低位运行，部分时段电网调峰问题突出，风光新能源消纳困难。国网江西公司多措并举，为风光新能源腾挪发电空间，保障了疫情期间风光新能源全额消纳和电网安全稳定运行。

电力系统的特性是发、输、配、用电瞬时完成，电源调节能力、电网联通规模、负荷规模及响应能力共同决定了新能源消纳潜力。电力系统平衡的原则是调节常规电源出力跟踪负荷变化，当高比例新能源接入电力系统时，常规电源不仅要跟随负荷变化，还需要平衡新能源的出力波动，电源调节能力影响新能源消纳程度。电网互联能力强，可根据新能源出力灵活安排外送，能够最大程度利用通道容量，增大新能源消纳空间。

江西电网用电最大峰谷差已达50%左右，并呈逐步扩大的趋势，江西风电日波动幅度大，且呈现一定的反调峰特性，光伏发电受昼夜变化、天气变化、移动云层的影响，同样存在间歇性和波动性，大量新能源并网后将增加系统调峰难度。目前，江西电源结构以火电为主，抽水蓄能装机仅有120万kW，灵活调节电源偏少，且小型水电机组较多，调峰手段有限，电源总体调节性能主要取决于火电调峰深度，新能源高比例接入系统后，当新能源出力超过系统调节范围时，必须控制新能源出力以保证系统动态平衡，因此产生弃风弃光。随着新能源进一步发展，灵活调峰电源、火电调峰能力严重不足，是产生弃风弃光的最主要原因，而送端与主网的电网互联不充分导致断面外送受阻，是产生弃风弃光的次要原因。可以这么认为，江西新能源消纳问题根源主要是电源的调节性能灵活性不足。

近年来江西省新能源发电规模保持较快增长，新能源发电出力频创新高，新能源最大装机占用电负荷比例达29%。江西电网调峰日益困难，新能源消纳矛盾逐渐凸显，存在的问题主要有以下几点：

1）电网调峰日益困难。江西电网工业负荷占比较小，第三产业和居民用电占比逐年提高，全省统调用电负荷峰谷差率居高不下，年最大峰谷差率已达55%以上，电网调峰比较困难。特高压入赣后，为满足四川水电外送需求，将进一步加大江西电网调峰难度。

2）新能源发电装机占比持续提升。预计到2025年，江西电网全口径风电、光伏发电装机容量分别为830 万kW、1 100 万kW，全口径新能源占比将由2019年的24.2%提升至28.2%，新能源发电装机占比持续提升。

3）部分时段电网新能源消纳能力不足。春节期间全网负荷较低，峰谷差较大，电网调峰难度加剧，新能源消纳矛盾日益凸显，即使通过优化机组开机方式、火电机组深度调峰或启停调峰等手段，保障新能源全额消纳仍将十分困难。

1 江西储能技术发展现状

1.1 储能技术应用现状

储能技术是智能电网的重要环节，随着大规模可再生能源接入电网，江西风电日波动幅度大，且呈现一定的反调峰特性。光伏发电受昼夜变化、天气变化、移动云层的影响，同样存在间歇性和波动性，大量新能源并网给电网调峰、运行控制和供电质量等带来巨大挑战[1]。储能技术能够有效提升电网接纳清洁能源的能力，解决大规模清洁能源接入带来的电网安全稳定问题。

储能具有调峰的天然优势，特别是电化学储能集快速响应、能量时移、布置灵活等特点于一体，在电网侧、发电侧、用户侧全面发展对于保障电力系统稳定，促进能源低碳转型起到关键性作用。现有的电力储能方式主要分为抽水蓄能（机械储能）、电气储能、电化学储能、热储能和化学储能五类。其中，抽水蓄能（机械储能）和电化学储能应用最为广泛。主要关键参数有：储能规模、工作时间、响应时间、特殊限制和建设成本五点。电力系统中的应用分为功率型应用（电能质量控制、电网调频）和容量型应用（削峰填谷、系统备用）两方面。

国内储能技术以抽水储能为首，抽水蓄能单个电站规模可达120~360 万kW，能源转换效率75%~85%，日调节一般为5~6 h，使用寿命长，设计寿命30年，而电化学储能寿命多为10年左右；抽水蓄能能量成本约为锂电池的三分之一，且具有明确的两部制电价回收机制，其度电成本最小（0.21~0.25 元/kW·h），中国抽水储能项目占比93.2%；电化学储能为第二大储能方式，而其中以锂离子电池为主，中国电化学储能项目中，锂离子电池占比81.4%。

1.2 电化学储能发展前景

抽水蓄能电站响应速度慢，无法应用电网调频。厂址的选择依赖地理条件（特别是需要上、下游水库）、与负荷中心通常较远、耗资大且工期漫长。

电化学储能能量转换率高，循环寿命长，选址灵活，快速响应，可满足电力系统不同时间尺度的调节需求。近年来，电化学储能价格快速下降，在部分国家已得到商业化应用，主要包括调频和容量备用两个领域，如美国的PJM 调频辅助服务市场、英国的快速调频市场和容量市场等。锂电池储能在发电侧、输配电侧、用户侧等主要应用场景均有很强的竞争力，随着电池成本的快速下降，电化学储能经济性拐点开始出现，到2020年锂电储能度电成本有望降至0.25 元/kW·h 以下，已初步具备经济性，主要优势有以下两点。

1）提高新能源利用率，参与电力系统快速调频

由于江西风电、光伏等新能源具有逆调峰、波动性特点，电网为缓解调峰压力弃风、弃光，储能能更好提高系统调峰能力和上网友好性，促进新能源消纳。电储能快速响应特性满足快速调频的需要，能提高系统调频能力，同时极大提升电网对功率平衡和电量平衡调控功能，突破电力供需实时平衡的限制。

2）储能电站成本不断降低，市场空间大

锂离子电池成本下降速度超过预期，电化学储能将成为储能装机容量的核心增长动力。储能技术与应用策略的成熟、标准与规范的制定、成本下降与规模化生产的实现、储能应用市场与价格机制的建立，结合新兴业务扩大用户侧市场，将加快电储能参与江西电力市场化的进程。

2 江西新能源消纳分析

2.1 新能源电力系统时序生产模拟技术原理

基于时序的生产模拟是指在给定的负荷条件下，模拟各发电机组的运行状况，并计算发电系统生产费用的一种时序仿真方法[2]。时序生产模拟对发电系统的运行和决策都起着重要作用，其中短时间尺度的生产模拟一般为几个到几十个小时不等，可以优化系统运行方式，提高新能源接纳能力，消纳更多的新能源电量，为调度部门提供合理的发电计划[3]，可以模拟不同的装机规模、电网架构等条件下新能源生产情况，为新能源产业发展规划及电网建设规划提供参考依据。

新能源生产模拟模型基于时序生产模拟方法建立，时序生产模拟保留了负荷曲线形状随时间变化的特点，以每小时或者每十五分钟（时间分辨率可以为任意设定值）为单位模拟系统运行[4]。新能源生产模拟方法基于电力系统最基本的实时生产过程，保证每个时间断面各种电源发出的电力以及联络线输送电力与负荷需求保持相等，并将时间断面向前不断推进[5]。由于各时间断面之间具有连续性，时间间隔确定，任何一个时间断面过渡到下一个时间断面时，应满足电力系统运行的各种边界条件，比如，只有运行的机组能够在功率调节范围内提供功率、机组功率由较小的功率增加到较大功率的限制等[6]。

2.2 2025年新能源消纳计算结果

文中建立了江西电网2025年的能源出力时间序列模型、负荷时间序列模型、各类型常规电源模型、电网运行模型等，基于2019年历史实际运行数据，以目标水平年江西电网新能源接纳能力最大为优化目标，评估分析江西电网2025年的的新能源消纳能力。2025年基准方案下的新能源消纳，以新能源云平台NEOS 模块为计算模块，在允许弃电的基础上开展计算。

根据“十四五”边界条件，考虑2025年全社会火电装机3 862万kW，其中生物质能装机139万kW，常规水电装机570 万kW，抽水蓄能装机120 万kW，新能源总装机规模为1 930 万kW，其中光伏装机为1 100万kWp，风电装机为830万kW。

在2025年预计规模下，由于省内新能源消纳空间有限，加上在新能源总装机1 930 万kW 的规模下，根据计算，部分月份存在弃风弃光现象，新能源总弃电量为8.05 亿kW·h，整体利用率为97.1%，各月弃电量分布如图1 所示。月最大弃电量为1.73 亿kW·h，发生在2月份。其中风电总弃电量为4.48 亿kW·h，整体利用率为97.12%，月最大弃电量主要发生在2月份风力出力较大的月份。光伏总弃电量为3.57 亿kW·h，整体利用率为97.06%，月最大弃电量主要发生在4月份。

图1 2025年新能源弃电量

2025年（春节）弃风弃光量整体偏大，图2为江西典型日电网调峰空间模拟图。可以看出，该日风电出力在早晨及傍晚较高，光伏发电出力中午最高，电网负荷最高约为2 113.3 万kW（18 时），凌晨0-6 时为负荷低谷时段。

图2 江西典型日电网调峰空间模拟图

从模拟结果图可以看出，风电弃风时段集中在0-6 时及11-17 时，光伏弃光时段集中在11-17 时，其余时段没有出现弃风和弃光现象。0-6 时有大量弃风，这是因为在此时段内负荷很低，电网新能源消纳空间压缩，火电机组降至最低技术出力，水电机组出力较低，洪屏抽蓄抽水用电，电网调峰容量裕度用尽，只能采取限制部分统调风电和光伏出力的措施维持电网的安全稳定运行。

3 储能对江西新能源消纳能力提升分析

根据上一章节的计算，“十四五”江西省新能源预计规模1 930 万kW，其中风电830 万kW，光伏1 100万kWp，新能源总装机容量占装机容量33%，低谷的时候电网调峰能力不足（低谷时段向下调峰能力）成为制约新能源发展的主要因素，因调峰导致2025年新能源利用率为97.1%。

随着能源互联网的发展，多能源网络之间的耦合关系更加深入，如何调整现有能源结构增加新能源的有效利用是目前亟待解决的重要技术问题。储能是大规模集中式和分布式新能源发电接入和利用的重要支撑技术，能够改善网络之间的刚性关联，接入不同形式的储能装置能够使系统在耗能低谷时段储存能量，在耗能高峰时段释放能量，从而达到削峰填谷、提高能源利用效率。

文中通过新能源云平台分别计算新能源利用率分别达到98%与99%时需要配置多少容量的储能，计算结果如表1所示。

表1 不同新能源利用率下储能容量需求

新能源利用率提高至98%，需配套2 h 储能100万kW，投资24 亿元；配套4 h 储能75 万千kW，投资36亿元；配套6 h储能60万kW，投资43.2亿元。

新能源利用率提高至99%，需配套2 h 储能270万kW，投资64.8 亿元；配套4 h 储能200 万kW，投资96亿元；配套6 h储能160万kW，投资115.2亿元。

根据计算结果，6 h 储能对新能源消纳能力的提升作用优于4 h储能，优于2 h储能。

在2025年预计规模下，以配置6 h储能160万kW为例，与上一节对比，分析储能对新能源消纳的作用，有无储能的各月新能源弃电量分布如图3 所示，基准方案新能源总弃电量为8.05 亿kW·h，整体利用率为97.1%；若考虑6 h 储能电站160 万kW 机组建设投产，新能源总弃电量为2.93亿kW·h，较基准方案弃电量减少63.6%，整体利用率为98.94%，较方案一新能源利用率增大1.83%，全年储能电站发电量为25.73亿kW·h，充电量为28.59 亿kW·h，整体调节性能大大增强。储能电站能够有效减少新能源的弃电量，提高江西新能源消纳能力。

图3 有无储能作用下2025年江西新能源弃电量

2025年（春节）弃风弃光量整体偏大，图4为储能作用下江西典型日电网调峰空间模拟图，可以看到，该日内风电出力在早晨及傍晚较高，最高出力接近332.83 万kW（9 时）；光伏发电出力中午13 时最高，为587.20 万kW。电网负荷呈现午高峰和晚高峰负荷“双高峰”负荷特性，最高约为2 348 万kW（21 时），凌晨0-6时为负荷低谷时段。

图4 储能作用下江西典型日电网调峰空间

从模拟结果图可以看出，绿色表示弃风出力，黄色表示弃光量，浅蓝色带圆圈为储能电站充电，顶端的深蓝色为储能电站放电。0-6时处于风电大发且弃风较大时段，这是因为在此时段内负荷很低，电网新能源消纳空间压缩，火电机组降至最低技术出力，水电机组出力较低，此时洪屏抽蓄已达最大抽水量，通过储能电站充电来减少风电的弃电量，最大充电量为160万kW，可持续充电6小时，图中0 时到6时储能电站持续充电，风电弃风量基本为0。7-10 时进入负荷上升阶段，此时风电和光伏出力不够，抽水蓄能已达满出力，储能电站发挥顶峰作用，最大发电电力为160万kW。11-17时有大量弃风弃光，此时光照充足，负荷水平不高，火电机组降至最低技术出力，洪屏抽蓄抽水已达最大抽水量，储能电站减少风电和光伏的弃电量，最大充电量为160万kW，电网调峰容量裕度用尽，仍存在部分弃风弃光，只能采取限制部分统调风电和光伏出力的措施维持电网的安全稳定运行。17-22时进入负荷“晚高峰”阶段，此时风电和光伏出力不够，储能电站发挥顶峰作用，最大发电电力为160万kW。

4 结语

根据生产模拟软件计算结果，江西省2025年新能源利用率为97.1%，消纳形势不容乐观，一定量的储能配置可以大大提高新能源的消纳能力，针对江西储能发展提出以下三点建议：

1）推广峰谷电价政策机制

实施峰谷电价能够为电网削峰填谷和吸引储能投资创造更大空间。通过扩大峰谷电价实施范围，合理确定峰谷价差等手段进一步推进峰谷电价机制的实施，运用价格信号引导电力削峰填谷，为储能系统提供市场空间。可设立动态的峰谷电价机制，为储能系统的灵活性优势提供发挥空间，促进储能的应用和发展。

2）同步开展储能与新能源发展规划

结合新能源发展同步进行储能规划，明确储能系统的配置方案，包括储能类型、容量、功率和建设位置等内容。通过为新能源电站合理配置一定容量和功率的储能系统，促进大规模的清洁能源并网消纳，并给予储能与新能源同步规划方面的政策支持。

3）加快推进电力市场建设，完善电力市场机制

通过完善电力市场机制合理体现储能在削峰填谷和提升电能质量等方面的多元价值，通过市场交易使储能获得与其特性相匹配的收益。加快推进电力市场建设，完善储能参与辅助服务市场的交易机制，丰富辅助服务交易品种，包括调峰调频、备用、黑启动等，通过市场手段实现储能系统价值的合理回报。