面向2030 碳达峰的鄂尔多斯电力储能规模探究

白 杨 张云鹤

（鄂尔多斯市碳中和研究应用有限公司,内蒙古 鄂尔多斯 017000）

鄂尔多斯市位于内蒙古自治区的西南部，总面积8.7万平方千米，人口220万，是内蒙古经济第一大市。自2022年以来，鄂尔多斯地区生产总值连续跨越4 000亿、5 000亿两个千亿级大关，达到了5 600亿元，人均GDP全国第一[1]。鄂尔多斯市资源富集，是国家重要能源和战略资源基地。该市煤炭探明储量2 017亿吨，约占全国的1/6，预测总储量在1万亿吨以上；天然气探明储量8 017亿立方米，约占全国的1/3[2]。风能、太阳能开发潜力在1.4亿千瓦以上[3]。

鄂尔多斯市欣欣向荣的发展势头令人欣喜，但是同时也应注意到，作为工业产业以煤为主体的城市，其单位生产总值能耗与人均二氧化碳排放量均居全国第一[4]。鄂尔多斯市碳排放每年2亿吨左右，其中发电行业产生一半以上碳排放。由此可见，鄂尔多斯市电力行业低碳转型发展势在必行。

1 鄂尔多斯市电力系统现状

截至2023年11月，鄂尔多斯市并网及拟建在建火电装机规模4 923万千瓦，其中并网运行火电装机3 559万千瓦，拟建在建火电装机1 364万千瓦。全市获批新能源总规模 5 797万千瓦，整体批复规模居全国地级市首位，已建成新能源装机676万千瓦，在建新能源规模1 725万千瓦[5]。全市储能建成投运装机规模35.9万千瓦；保障性并网、市场化并网新能源配建储能及独立式储能等15个装机共194千瓦储能电站项目正在推进[6]。

从发电及用电情况来看，2022年全市规模以上工业发电量1 471.6亿千瓦时，其中燃煤发电量1 399.2亿千瓦时，占比95.1%。在全市发电量中，外送电量589.2亿千瓦时，占比40%；自用部分电量882.4亿千瓦时，占比约60%。而在自用部分中，全市化工、冶金、电力、煤炭重点行业消费电力646亿千瓦时，占自用总量73%[7]。

2 2030年全市电力组成研判

关于鄂尔多斯2030年电力规模及组成的参考来源主要如下。一是市委、市政府印发的《鄂尔多斯市建设国家重要能源和战略资源基地的具体措施》中明确提出，2025年新能源装机0.59亿千瓦，煤电装机0.45亿千瓦；2035年新能源装机2亿千瓦，煤电装机0.5亿千瓦；二是《鄂尔多斯建设世界级能源产业实施方案》中明确提出，在2030年鄂尔多斯新能源装机达到1亿千瓦、火电装机5 000万千瓦；三是参考《鄂尔多斯煤电节能降耗与灵活性改造行动计划（2021—2024）》对煤电机组三改联动改造要求及进度安排。

综上资料分析，并结合鄂尔多斯市电力系统现状、风光自然资源禀赋条件及电力规划设计总院对鄂尔多斯总体风光可开发规模等相关规划，预期2030年鄂尔多斯新能源装机将达到1亿千瓦，其中光伏6 500万，风电3 500万，火电装机5 000万，火电深调能力预期达到额定装机的70%。

3 2030年鄂尔多斯市电力消纳预期

综合分析鄂尔多斯市电力发展情况，预计2030年该市电力消纳主要方式为特高压通道外送、风光离网制氢、本地负荷消纳，具体详情如下。

3.1 特高压通道外送

鄂尔多斯市现已建成蒙西至天津南、上海庙至山东两条特高压外送通道，其中蒙西—天津南1 000千伏特高压交流输变电通道，设计之初是全部输送火电电能，目前根据鄂尔多斯新能源发展需求和用能端对清洁能源的用能需求，正在接入400万千瓦光伏，提高通道利用率的同时，减少发电端和用能端的碳排放；上海庙—山东临沂±800千伏特高压直流输电，除了传输鄂尔多斯市风、光、火电能源，还起到辐射巴彦淖尔市、阿拉善盟的带动作用，预计带动两市320万千瓦风光新能源通过外送通道将新能源送出[8]。此外，鄂尔多斯市正在规划新建库布齐北部、南部两条±800千伏特高压直流通道，并在持续争取其他高压外送通道。

参照《鄂尔多斯建设世界级能源产业实施方案》及各个高压外送通道规划，预计2030年外送输电能力达到4 000万千瓦，外送新能源规模达到4 480万千瓦。其中，风电预计达到1 340万千瓦，光伏预计达到3 140万千瓦；同时，配套煤电规模达到 2 660万千瓦，储能900万千瓦·4小时。

3.2 风光离网制氢

风光新能源发电的不稳定性决定了电网对新能源消纳能力有限，下一步新能源孤网、离网现象将逐渐增多。新能源离网模式的核心是通过储能系统和先进的控制策略，使新能源发电系统能够在独立于主电网的情况下稳定运行。这样不仅可以减少对主电网的冲击，还能提高新能源的利用率，使其在能源结构中发挥更大的作用。

作为国家现代煤化工产业示范区和煤制油气战略基地，鄂尔多斯市灰氢产业规模非常大，全市烧碱副产氢产能约为3.6万吨，焦化产能副产物焦炉煤气中含氢气16万～25万吨氢气，年氢需求大于20万吨/年。灰氢的优点是成本低、工艺简单、输送费用低、生产与使用在同一场景，但缺点是产生大量碳排放和污染物。未来当绿氢成本进一步下降、碳排放成本进一步增高，绿氢和灰氢价格终将达到平衡点，绿氢市场前景非常广阔。并且对于孤网、离网的不稳定新能源电源利用，制氢就是非常有效的消纳途径。目前，鄂尔多斯市已经开展风光离网制氢测试项目，并通过政策扶持、技术创新和市场机制等手段，促进新能源与氢能两大产业的协同发展，力争创建国家氢能应用示范基地。

从本地消纳能力、外送规模及全市用能需求展望全面评估，预计离网制氢规模将达到新能源体量20%。按照风光制氢一体化标准，一般要配置一定储能以保障运行时间，预计本范围的配储规模为15%·4小时，即300万千瓦·4小时。

3.3 本地负荷消纳

除了外送和离网部分，其余发电量由本地负荷进行消纳，预计该部分火电3 240万千瓦，风电2 160万千瓦，太阳能3 360万千瓦。该部分配储规模预判相对复杂，为了准确预测鄂尔多斯市的电力储能规模，需要建立详细的数据模型进行模拟分析。首先，选取鄂尔多斯市正常天气下光伏及风电典型场站实测曲线，及鄂尔多斯电网日负荷曲线15分钟级别精度数据作为基本值，这些数据可以真实反映鄂尔多斯市电力系统的运行情况和负荷特点。同时，在数据模型建立过程中，需要考虑多种因素的影响，包括可再生能源的装机规模、火电的装机规模及调峰能力、电力负荷的变化等。按照预测的新能源及火电装机量进行模拟，通过构建模拟模型，可以对上述因素进行综合分析和预测。模拟情况如图1所示，模拟结果可以直观地展示出2030年典型日的电力平衡需求情况。

图1 鄂尔多斯本地负荷消纳模拟

由模拟结果可知，如果按照风光全额消纳，不弃风光，则需要33.6%配储，即1 857万千瓦·5小时，或者42.5%配储，即2 342万千瓦·4小时。如果将弃风光率设置在较为合理的1.5%，则需要22.4%配储，即1 235万千瓦·6.7小时，或者37.2%配储，即2 054万千瓦·4小时。综合考虑合理弃风光率、储能技术发展情况及2030年负荷响应能力，考虑1 235万千瓦·4小时配储相对合理。

4 2030年鄂尔多斯市配储规模预期

按照上述分析可以得出，2030年鄂尔多斯市配储规模需求总计约为2 435万千瓦，占总新能源装机的24.35%，储能需求时长为4小时。在此规模下，才能保障2030年鄂尔多斯在建成以新能源为主体的新型电力系统的情况下，新能源弃风弃光率可控，减少资源浪费；用电负荷生产平稳，减少受到风光波动性导致频繁用电需求侧响应；电网运行安全稳定，有充足的调峰调频措施和能力。

对照市场化新能源项目15%·4小时的强制配储规模来看，目前执行的标准尚不能满足远期需求。从全国各省市的政策来看，上海、广西、湖北、河北冀北等地区的强制配储规模已经达到20%的标准。因此，预计在经过2～3年的调整期后，在2025年左右，鄂尔多斯市会进一步提高新能源强制配储比例。

5 鄂尔多斯市储能发展分析

在实现碳达峰碳中和目标过程中，鄂尔多斯市的电力储能发展显得尤为重要。对比目前全市已建成的35.9万千瓦储能装机规模，2030年前鄂尔多斯市还需要完成约2 000万千瓦储能的投资和建设，储能的体量规模配置、技术路线选择等情况都将对优化能源结构、促进可再生能源发展、保障电力系统稳定运行等方面产生深远影响。然而，从自然条件来看，鄂尔多斯市建设大型抽水蓄能电站的可能性非常小，目前也并未规划抽水蓄能电站，考虑储蓄建设周期长达5年，目前尚未规划，在2030年建成储蓄的可能性几乎为零[9]。因此，新增储能项目将全部依赖于新型储能技术的应用和发展，预期压缩二氧化碳储能、重力储能、液流电池储能、钠离子电池储能等先进技术将在鄂尔多斯市有大量应用空间，其也将成为各类新型储能技术示范、推广及规模化应用的重要场景，值得相关科研院所、高新技术企业提前布局并持续深耕[10]。

5.1 适宜鄂尔多斯的储能形式

对照鄂尔多斯市在构建新型电力系统、推进能源结构转型过程中的实际需求，共享储能、大规模储能和融合储能都是对鄂尔多斯具有重要意义的储能形式。

5.1.1 共享储能

共享储能是一种新型的储能应用模式，指通过共享资源、共享设备等方式，实现多个用户或系统之间的储能资源共享。这种储能形式可以有效降低用户的储能成本，提高储能资源的利用效率。在鄂尔多斯市，共享储能具有重要的应用价值，鄂尔多斯电网存在诸多薄弱区域，如乌审断面、乌兰木伦区域电网等在“N-1”情况下供电能力有限，达拉特光伏领跑者基地新能源外送困难。而零散的储能难以从根本上解决这些问题，但可以通过建立共享储能平台，形成规模化储能能力，整合分散的储能资源，为电力系统提供更为稳定、可靠的储能服务。

5.1.2 大规模储能

大规模储能是指容量在数百兆瓦时甚至吉瓦时级别的储能系统，并通过集中建设大型储能设施，实现电力系统的大规模能量存储和释放。这种储能形式可以有效解决可再生能源发电的高波动性、间歇性等问题，提高电力系统的稳定性和可靠性，主要用于匹配电力生产和消纳、减轻电网压力等，在发电侧和电网侧都有广泛的应用前景。对于鄂尔多斯市，随着新能源发电比例的不断提高，大规模储能的需求也日益迫切，可以通过建设大型电池储能站、压缩空气储能站、压缩二氧化碳储能等设施，为电力系统提供大规模的储能服务。同时，还可以探索与周边地区的合作，共同规划建设跨区域的大规模储能项目，实现能源的优化配置和共享利用。

5.1.3 融合储能

融合储能是指将多种储能技术进行有机融合，形成一个具有多种功能的综合储能系统。这种储能形式可以充分发挥各种储能技术的优势，提高整体性能和经济效益。在鄂尔多斯市，融合储能具有重要的应用前景。例如，可以将电池储能与飞轮储能进行融合，形成一个既具有快速响应能力又具有较大容量的综合储能系统。这种系统既可以用于平滑新能源发电的波动性，又可以用于电网的调峰调频。此外，还可以将压缩空气储能与热能储能进行融合，形成一个既能储存电能又能储存热能的综合系统。储能融合形式，将是鄂尔多斯市储能发展的重要方向。

5.2 适宜鄂尔多斯市的储能技术路线

鄂尔多斯市是典型的西北高原气候，具有地广人稀、寒冷干燥的特点，通过整体对比分析，认定以下技术路线在鄂尔多斯市电力储能领域具有重要意义。以下将具体分析三种对鄂尔多斯电力储能发展具有重要意义的新型储能技术。

5.2.1 压缩二氧化碳储能技术

压缩二氧化碳储能技术是一种新型的机械储能技术，利用二氧化碳作为工作介质，在压缩和膨胀过程中实现能量的存储和释放，其基本原理是在用电低谷期将电能用于压缩二氧化碳，并将其储存在高压容器中，在用电高峰期将压缩的二氧化碳释放出来推动透平发电。因二氧化碳是比空气更优质的储能载体，可以将该技术视为压缩空气储能的升级版。压缩二氧化碳储能技术具有能量密度高、响应速度快、环保无污染等优点。对于单位生产总值能耗与二氧化碳排放量均居全国第一的鄂尔多斯市，发展该储能技术也是将二氧化碳资源化利用的可行方向之一。

5.2.2 钠离子电池储能技术

钠离子电池是一种新型的电化学储能技术，其基本原理与锂离子电池相似，但采用钠离子作为电荷载体，利用钠离子在正负极之间的迁移来实现能量的存储和释放。与锂离子电池相比，钠离子电池具有资源丰富、成本低廉、安全性高等优点，最主要的是，锂离子电池的生成原料主要依赖进口，受国际市场影响较大，而钠离子则可以实现完全国内供应[11]。鄂尔多斯市拥有多家钠离子电池相关的研究机构和生产企业，钠离子电池的研发、中试和生产链条已初见端倪，预期钠离子电池将成为鄂尔多斯布局储能产业的又一重要抓手。

5.2.3 重力储能技术

重力储能技术是一种利用重力势能进行能量存储和释放的技术。其基本原理是将重物提升到高处储存势能，在需要时释放重物发电。这种技术具有能量转换效率高、寿命长、维护成本低、无污染等优点。在鄂尔多斯市的一些山区或丘陵地带，可以考虑利用地形高差及地广人稀的地域特点，并充分结合固废利用，建设重力储能设施。这些设施可以在电力需求低谷时通过提升重物将电能转化为重力势能储存起来；在电力需求高峰时再通过释放重物将重力势能转化为电能回馈电网。这样可以有效地调节电力供需平衡并减少或延缓电网基础设施的投资需求。同时重力储能还可以与其他类型的储能设施进行协同运行和优化调度以提高电力系统的整体性能和经济效益。

6 结语

在构建新型电力系统的过程中，储能技术将发挥越来越重要的作用。随着可再生能源发电比例的不断提高，电力系统的稳定性和可靠性将面临更大的挑战。储能技术可以通过平抑可再生能源发电的高波动性、间歇性等问题，提高电力系统的稳定性和可靠性，还可以通过提供快速响应能力和灵活调度能力来满足用户需求并提高供电质量水平。随着电力市场化改革进程加快以及电价水平不断攀升等因素影响下，电力市场对辅助服务需求日益旺盛且价格机制逐步完善；储能技术可以通过提供调频调峰等辅助服务来获得收益，并促进自身发展壮大；同时还可以通过参与需求响应等市场机制，来优化资源配置并提高能源利用效率水平。

在新型储能技术的发展过程中，多种技术路线并存、互补发展是必然趋势。在2030年，面向鄂尔多斯市2 435万千瓦·4小时的大体量储能需求，如何选择更适合地域特点、城市特点的技术路线，需要政府、市场、研究机构、实业从业单位共同探索，通过各方共同努力，以期实现新型电力系统各组成部分之间协调发展，并形成良性互动关系，共同推动电力系统向更加清洁、低碳、高效安全的方向发展迈进。