山东储能示范项目应用场景分析及盈利性评价

王世朋，陈 曈，刘丽丽

(华电电力科学研究院有限公司 国家能源分布式能源技术研发(实验)中心，浙江省蓄能与建筑节能技术重点实验室，杭州 310030)

“十三五”期间中国能源结构低碳转型成绩不俗，截至2020年底，中国全口径发电装机容量为22亿kW，其中新能源发电装机占比24.3%。但为实现中国2030年前“碳达峰”，2060年前“碳中和”目标，需要构建以新能源为主体的新型电力系统，“十四五”期间需要进一步加大可再生能源发展。可再生能源高速发展对电力系统平衡提出重大挑战[1-2]，储能系统可以有效提高电网系统对新能源的消纳能力，协助电网削峰填谷以及紧急状态下保电保供提高电网可靠性[3-13]，且可有效提高火电机组调频性能[11-14]。储能电站在未来将进一步快速发展。

目前储能电站在助力新能源消纳、保供、协助火电机组调频等方面功能已经得到行业内外广泛关注。文献[3]对高比例可再生能源场景下的区域储能需求进行了建模分析并对区域储能政策进行了研判；文献[4]采用储能度电成本模型和财务评价方法，研究了在风电场配置储能系统的经济性；文献[5]对储能技术发展在新能源电站侧的功能及方向进行了总结；文献[6-9]则对新能源电站中储能系统最优配置通过遗传算法、神经网络等进行求解评估；文献[10]对储能技术在电网侧的应用场景及技术特点进行了方向展望；文献[14-15]对电储能技术在火电厂调频应用的场景分类及控制策略进行了深入探讨；文献[16-17]则主要介绍了飞轮储能在调频场景下的功能及前景分析。以上研究主要偏向于储能技术在行业内的应用场景及经济性分析，整体而言现阶段储能技术的推广应用一定程度上仍有赖于政策的支持，结合某一地区具体政策及特点进行系统性的适用类型及经济性分析相关研究仍然欠缺。

2021年山东省印发了《关于开展储能示范应用的实施意见》[18]，对于储能电站示范工程提出了明确的支持。本文对山东区域储能电站示范项目发电侧、电网侧的应用场景配置及盈利模式进行了详细分析，为山东省示范项目申报及其他区域储能电站建设提供指导。

1 山东电力系统现状及特点

1.1 山东电力系统现状

山东电网以火电为主。截至2020年底，山东省电厂总装机容量为15 896.3万kW，其中火电机组装机11 470.5万kW(燃煤机组10 641.1万kW)，水电机组108.3万kW，核电机组250万kW，风电机组1 795万kW，光伏装机2 272.5万kW。山东电网统调公用电厂装机容量是6 382.5万kW。全省发电机组年利用小时数为3 801 h，统调公用机组年利用小时数为4 128 h。2020年山东省全社会用电量为6 939.84亿kW·h，全社会最大负荷为11 440万kW。山东省共接纳省外来电1 158.6亿kW·h，最大受电2 198万kW。山东电网最高交流电压等级为1 000 kV，最高直流电压等级为±800 kV，通过“十交三直”500 kV及以上线路与华北、东北、西北电网相连。目前已形成以交流特高压电网为支撑、交流500 kV密集环网为主网架，直流换流站深入负荷中心的网架结构。

1.2 主要问题及特点

1)火电机组装机占比高。电源结构相对单一，煤电占比为66.94%，电源结构有待进一步改善。70%的火电机组调频性能较为优异，电网调频压力小，调频暂时不存在问题。

2)电网调峰能力不足。目前主要依靠火电机组以及安排机组启停进行调峰，抽水蓄能机组作为补充。后期受省内新能源装机保持高速增长和外电入鲁影响，同时受山东省上大压小关停机组步伐加快影响，大容量机组也加入启停调峰行列，山东省内调峰电源能力不足。

目前火电机组调峰压力较大，为配合新能源发电，白天基本均在70%负荷以下运行，中午负荷高峰期甚至会压低负荷到30%左右。图1为山东某超超临界600 MW机组日发电典型曲线，中午12点左右负荷最低。

图1 2018年山东某超超临界600 MW机组典型运行曲线[3]

3)最大峰谷差加大，夏季存在较大用电缺口。山东电网最大峰谷差多发生在夏季7、8月份，高负荷时段持续时间较长，主要集中在9：00—22：00，高峰持续时间约2～6 h。2010—2017年山东电网统调用电口径最大峰谷差统计见表1。近年来由于最大峰谷差逐渐加大，夏季峰段供电紧张，部分时段执行有序用电。

表1 2010—2017年山东电网统调用电口径最大峰谷差统计 单位：GW

2 电储能主要技术路线及特点

根据能量转换方式，目前市场上主要的储电类型包括物理储电和化学储电。物理储电包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等，化学储电主要包括锂离子电池、铅酸电池、液流电池等。各个储能技术参数对比见表2。

抽水蓄能全球装机规模最大，技术发展最为成熟，具有储能规模大、运行时间长、技术成熟、可靠且较为经济等特点，但电站选址受地理条件限制，灵活性相对较差。项目寿命在40～60年，单机在250～300 MW，单个项目装机多为百万千瓦级，能量密度0.5～1.5 (W·h)/h，建设周期多为5～7年。项目主要用于调峰，调频经济性较差。

表2 不同储能技术指标对比

压缩空气储能性能具有容量大、工作时间长、经济性能好、充放电循环多等优点。项目寿命30～40年，装机容量一般在百兆瓦级。

飞轮储能技术仍处于研发示范阶段，其主要特点为功率密度高，响应迅速，但其能量密度较低，一般应用于电厂调频以及不间断电源(UPS)等。其技术的优势应用领域在电能质量和调频。

锂离子电池具有能量密度高、自放电率低、环境友好、无记忆效应、循环次数多、寿命长等优点，目前项目数占比、装机容量占比最大，增长幅度最快。锂离子电池有钴酸锂(LiCoO2)电池、锰酸锂(LiMn2O4)电池、三元材料(LiCoxNiyMn1-x-yO2)电池、磷酸铁锂(LiFePO4)电池等类型，其中磷酸铁锂电池由于系统经济性较好、安全性较高，适合用于电力系统调峰调频。

铅炭电池是一种改进型的铅酸电池，是将铅酸电池和超级电容器两者合一，属于铅酸电池的一种拓展。铅炭电池既发挥了双层电容瞬间大容量充电的优点，也发挥了铅酸电池的比能量优势，提高了功率、比能量，延长了电池寿命，比较适合用户侧削峰填谷套利使用。

液流电池具有循环寿命长、功率容量可调、安全性高等好的性能，适合大规模储能应用。

从技术成熟度上来看，抽水蓄能和电化学储能已经实现了商业化运行，其中抽水蓄能是最为成熟的技术，装机规模占据绝对主导地位；电化学储能中锂离子电池和铅酸电池均实现了商业化应用，液流电池正在示范阶段。

从装机容量上来看，抽水蓄能和压缩空气储能适合用于百兆瓦以上的大规模储能应用，但其建设受到地理环境的影响，需要适合建设的特殊地理位置。

从放电持续时间上来看，放电时间短的飞轮储能属功率型，一般可用作UPS和提高电能质量；中等放电时间的飞轮储能、各种电池等，可用于电源转接；较长或特长时间的各类电池、抽水蓄能、压缩空气等技术，一般是能量型的，可用于系统的能量管理；大型抽水蓄能可以解决天级的储能要求。

从响应时间上来看，飞轮储能和电化学储能反应速度快，能够提供兆瓦级的瞬时功率输出，可用在电力调频等功率型应用的领域。

从循环寿命看，抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能的循环寿命都超过了10万次，适合应用于需要频繁充放电的场合。

根据上述各类储能技术特性，综合考虑性价比、安全性、使用寿命和产业成熟度等方面因素，山东电网最需要的是调峰资源，因此抽水蓄能、压缩空气储能、能量型锂离子电池储能均适合优先发展。

3 山东储能示范项目配置及经济性分析

储能示范项目类型主要包括电源侧储能、电网侧储能和用户侧储能3种类型。山东省能源局在2021年4月印发《关于开展储能示范应用的实施意见》，对电源侧储能、电网侧储能类型项目有相关利好，对于用户侧储能类型电站无支持政策。因此本文主要针对电源侧储能及电网侧储能进行系统配置及经济性分析。

3.1 电源侧储能

电源侧储能主要包括可再生能源配储能以及火电机组配储能两种类型。本文主要以光伏配储能以及火电机组配储能两种类型进行分析。

3.1.1 光伏+储能

实施意见内要求新增光伏发电项目原则上按照不低于10%比例配建或租赁储能设施，连续充电时间不低于2 h。考虑设定光伏电站装机功率为100 MW，配置储能电站规模为10 MW/20 MW·h，测算光伏+储能效益及光伏电站租赁储能电站的价格。

山东省太阳能资源分布如图2所示，水平地面年太阳能辐射资源在1 280～1 480 (kW·h)/m2[图2(a)]，最佳倾角下年辐射值在1 400～1 680 (kW·h)/m2[图2(b)]，以此作为测算基础数据。

单位：(kW·h)/m2·a图2 山东省太阳能辐射分布

光伏电站系统效率按81%计，系统运营期25年。光伏电池首年衰减2.5%，之后每年衰减7‰。系统造价按3.5元/Wp计，资本金占比20%，长期贷款利率4.9%。项目所发电量全部上网，上网电价取山东省燃煤脱硝标杆电价0.394 9元/(kW·h)。项目材料费6元/kW；修理费率前3年为0，之后3年取0.5%，之后取1.0%；保险费率取0.25%，其他费用为40元/kW；项目定员6人，每人每年工资10万元，福利费系数取70%。项目固定资产采用直线折旧方式，折旧年限15年，残值5%。测算项目收益如图3所示。

图3 光伏电站及其配套自建储能电站资本金内部收益率随太阳辐射数据的变化

山东地区光伏电站利用小时数为1 037～1 361 h，随着等效利用小时数增加，电站资本金内部收益率从5.05%提高到16.91%。光伏电站自身不建设储能系统，采用租赁方式进行项目申报，以资本金内部收益率10%测算不同价位下不同地区年利用小时数的储能电站租赁成本，结果如图4所示，山东地区电站随着光伏组件所在平面太阳辐射增加，在年太阳辐射值超过1 452.7(kW·h)/m2后，光伏电站收益具有承担储能电站租赁的空间，山东地区光伏电站最大承受能力在光伏组件所在平面年辐射值为1 680(kW·h)/m2达到607.5元/kW。

储能系统造价按照1.6元/(W·h)计，交流侧效率为85%。系统运行第9年、第17年分别更换一次电池，更换成本分别按照0.7元/(W·h)、0.4元/(W·h)计。系统运行年修理费率取2%，保险费率0.25%，其他成本50万元/年，人员由光伏电站运维人员兼用。储能系统损耗电量计入光伏系统厂用电内。

按照政策要求，储能调峰电站年利用小时数按1 000 h测算。根据山东省电力调度机构数据，山东电力系统2019年有28 d发生火电停机调峰，232天深度调峰；2020年火电机组停机调峰有7 d，深度调峰有273 d，合计增长了7.7%。“十四五”期间山东省风光电将平均新增12%以上，后期受“双碳”目标影响，风光电装机增长速度将进一步加快，调峰资源将更趋紧张。本次经济分析2021年及之后年度调峰小时数参照2020年数据，预估应高于2020年数据。系统参与电网调峰按照200元/(MW·h)计入收入，综上测算光伏+储能项目收益如图3所示。

光伏电站自建储能系统后，光伏系统资本金内部收益率从5.05%～16.91%下降到3.22%～13.25%。随着光伏电站场址太阳能资源变强，系统资本金收益率下降值由1.83%提高到3.66%，等效租赁储能电站价格为230～310元/kW(图4)。

图4 储能系统租金随太阳辐射数据的变化

3.1.2 火电+储能

实施细则内明确示范项目参与电网调峰时，累计每充电1 h给予1.6 h的调峰奖励优先发电量计划，因此火电厂建设电储能调峰电站收益主要包括电站调峰补贴[200元/(MW·h)]、光伏电站共享租赁补贴以及火电厂优先发电量边际贡献。设定火电厂建设储能电站容量为100 MW/200 (MW·h)，电站配备人员6人，每人每年工资10万元，福利费系数取70%。其他数据与光伏储能电站数据相同。储能系统损耗电量计入火电厂厂用电，价格参照山东火电燃煤标杆电价。

系统参与电网调峰按照200元/(MW·h)计入收入。储能电站奖励火电机组的优先发电量，其收入参照火电机组发电边际贡献计列。参照山东某600 MW超临界火电机组，其发电边际利润为140元/(MW·h)。新能源租赁电站价格参照3.1.1节，范围在230～310元/kW，在此条件下测算项目效益，如图5所示。由图5可知，火电厂建设储能电站效益较好，资本金内部收益率在14.99%～21.14%，新能源对储能系统的年租赁价格超过164.9元/kW时，储能系统资本金内部收益率不小于10%。与新能源电站自建储能系统成本230～310元/kW相比，具有较大竞争优势。

图5 火电厂建设储能电站及电网侧独立储能电站IRR随电站租赁价格的变化

3.2 电网侧储能

电网侧储能收入主要包含电站调峰补贴及新能源电站共享租赁补贴，不享有优先发电量调峰边际贡献收入。电站场景设定与3.1.2火电侧储能相同，其充放电量损耗电价执行山东省工商业及其他用电单一制电价执行，按照平段、谷段平均电价405.77元/(MW·h)计列，测算项目效益如图5所示。

结果显示项目资本金内部收益率未超过5%。当新能源对储能系统的年租赁价格为375.6元/kW时，储能电站资本金内部收益率为10%。光伏电站年日照辐射值超出1 593.2(kW·h)/m2时，可承受此租赁价格，但此租赁价格已超出光伏电站自建储能电站成本，实际中难以操作。独立储能电站需要进一步挖掘储能电站调频价值、用户侧削峰填谷及峰谷套利等，优化项目商业模式，以寻求更进一步的商业价值。

4 结论

本文对山东省电力系统现状及特点进行深入分析。基于山东省电力系统面临调频资源较丰富、调峰资源压力较大的问题，新增风光电配套建设10%储能可有效缓解新能源装机急剧增长带来的调峰压力。按照山东省储能电站示范项目建设要求，示范项目建设应该主要包括新增风光电配储能、火电机组配储能以及电网侧独立储能电站3种类型，本文建立了3种类型储能电站典型模型，并对系统经济性进行了详细分析，结果显示：

1)以资本金内部收益率10%作为投资基准收益率，山东地区光伏电站在年太阳辐射超过1 452.7(kW·h)/m2后，光伏电站具有租赁储能电站的利润空间，最大承受价格为607.5元/kW。光伏电站自建储能系统会导致电站收益率下降1.83%～3.66%，等效租赁储能电站价格为230～310元/kW。

2)火电厂配套建设储能电站资本金内部收益率在16.85%～21.14%，当新能源年租赁储能系统价格超过164.9元/kW时，储能电站资本金内部收益率不小于10%，与光伏电站自建成本价格230～310元/kW相比具有较大的竞争优势。

3)电网侧储能电站收益率相对较差。当新能源电站对储能系统年租赁价格为375.6元/kW时，储能电站资本金内部收益率为10%，但此价格已超出光伏电站自建储能系统的成本，实际不具备可操作性，需要进一步挖掘储能电站调频价值、峰谷套利等，优化项目商业模式。

系统模型相关参数依据实际工程造价及运营数据取值，不同地区政策不一。本文研究结果可为后续同类项目开发提供借鉴。