中國儲能網訊：隨著系統內抽蓄及電化學儲能容量配置的增加，其對于提高新能源消納存在邊際效益遞減的現象。
國家能源局在《新型電力系統發(fā)展藍皮書》（以下簡稱《藍皮書》）中指出：“新型電力系統是以確保能源電力安全為基本前提，以滿足經濟社會高質量發(fā)展的電力需求為首要目標，以高比例新能源供給消納體系建設為主線任務，以源網荷儲多向協同、靈活互動為堅強支撐，以堅強、智能、柔性電網為樞紐平臺，以技術創(chuàng)新和體制機制創(chuàng)新為基礎保障的新時代電力系統?！毙滦碗娏ο到y下，高比例新能源是核心問題，“源網荷儲、靈活互動”本質上是要解決新能源的波動性、隨機性問題。在電力系統發(fā)展的百余年歷史中，其實也是一直在利用儲能應對用電負荷的波動性，火電廠的煤場、水電廠的水庫都是儲能設施，只是在傳統電力系統年代根本無需刻意強調其儲能屬性。在新型電力系統下，火電的發(fā)電量未來要被新能源替代，但新能源不能承接火電的靈活調節(jié)負荷波動性的作用，其自身發(fā)電能力還受限于自然氣象條件，存在很大不確定性，進一步導致新型電力系統靈活調節(jié)能力嚴重不足。近年來，源網荷儲各類靈活性調節(jié)資源百花齊放，其實質基本都屬于廣義范疇的儲能，也就是“泛儲能”，其目的均是為了替代火電的靈活調節(jié)作用。目前應用最為廣泛的儲能措施是抽水蓄能及電化學儲能，但這兩類儲能無論是在容量上還是成本上都還遠未達到能夠根本替代火電靈活調節(jié)能力的程度。儲能不等于儲電，儲電不等于電化學。本文將以東北電網為例，分析截至2030年碳達峰前，東北電網新型電力系統建設對系統靈活調峰資源的需求及各類靈活調峰資源效用的比較，提出現階段各類靈活調峰資源的合理利用次序及市場化建議。
新型電力系統下的東北電網靈活調峰需求與挑戰(zhàn)
研究調峰需求的前提是有足夠的保供電源
新能源發(fā)電靠天吃飯不可控，在電力保供方面能夠發(fā)揮的作用十分有限，如2021年迎峰度夏期間，東北電網全網風電總出力曾出現3.4萬千瓦的極低值，不足全網風電裝機容量的千分之一。對于電力系統運行而言，保證在負荷高峰時刻可靠的電力供應是首要任務，因此系統內首先要有足夠容量的可靠電源（火電、核電、氣電）保證基本的電力供應，這也是研究系統調峰資源容量需求的前提和基礎。
2030年東北電網靈活調峰資源需求基準分析
據預測，2030年東北全網電源裝機容量達到3.63億千瓦，其中火電、核電、水電、抽蓄、風電、光伏、儲能裝機容量分別達到1.2億千瓦、0.083億千瓦、0.136億千瓦、0.146億千瓦、1.37億千瓦、0.7億千瓦和0.001億千瓦；2030年東北電網全社會最大負荷將達到11730萬千瓦，全社會用電量將達到7436億千瓦時。若考慮東北全網1.2億火電機組的平均調峰深度為35%，其他一些邊界條件不一一贅述，測算2030年東北全網新能源消納率為83.6%左右（此數據不代表確定性結論，僅僅為后文分析提供一個比較基準）。
2030年東北電網靈活調峰資源需求靈敏度分析
在上述83.6%的新能源消納基準基礎上，若要求新能源消納率達到90%，分別采用調整火電機組平均調峰深度、配置抽水時長4小時的抽蓄電站、配置放電容量2小時的電化學儲能三種措施，考察每種措施的靈敏度。
考慮火電機組平均調峰深度分別下降2%、5%、10%，即全網火電機組平均調峰深度分別達到33%（增加深調峰容量240萬千瓦）、30%（增加深調峰容量600萬千瓦）、25%（增加深調峰容量1200萬千瓦），則東北全網新能源消納率由83.6%分別提升至84.5%、86.6%、89.6%；折算下來，在增加調峰深度的三個區(qū)間內，每增加240萬千瓦深調峰容量，新能源消納率平均增加0.9、1.4、1.2個百分點。
考慮抽蓄電站容量（抽水時長按4小時考慮）分別增加1200萬千瓦、2400萬千瓦、3600萬千瓦、4800萬千瓦，2030年東北全網新能源消納率由83.6%分別提升至87.1%、88.8%、89.5%和90%；折算下來，抽蓄容量每增加1200萬千瓦，新能源消納率平均增加3.5、1.7、0.7、0.5個百分點。
考慮電化學儲能容量（充電時長按2小時考慮）分別增加1200萬千瓦、2400萬千瓦、3600萬千瓦、4800萬千瓦和6000萬千瓦，2030年東北全網新能源消納率由83.6%分別提升至85.9%、87%、87.9%、88.5%和89%；折算下來，電化學儲能容量每增加1200萬千瓦，新能源消納率平均增加2.3、1.1、0.9、0.6、0.5個百分點。
由上述仿真測算可以看出，隨著系統內抽蓄及電化學儲能容量配置的增加，其對于提高新能源消納存在邊際效益遞減的現象。產生此現象的主要原因在于當新能源裝機容量達到一定高比例的情況下，容易出現新能源大發(fā)、抽蓄（電化學儲能）抽水滿庫容（或充電滿容量）后沒有時間發(fā)電的情況；反之，在抽蓄（電化學儲能）應用于電力高峰時刻保供電工況，也存在完全放電后沒有時間抽水（或充電）的情況。由于電化學儲能配置容量更低（只有2小時），邊際效益遞減現象更為明顯，反而火電加大深調峰可以等效顯現長周期儲能效果，邊際效益遞減現象并不明顯。從結果看，同樣是新能源利用率從83.6%提升至90%左右，增加1200萬千瓦火電深調峰能力和增加4800萬千瓦×4小時抽水蓄能，以及增加6000萬千瓦×2小時電化學儲能的作用基本相同，但后兩者成本將會顯著提高。
新能源大規(guī)模發(fā)展將對電力系統調峰帶來巨大挑戰(zhàn)
目前，尚不存在同時滿足清潔、廉價、穩(wěn)定特點的替代能源來取代化石能源的支撐作用。新能源發(fā)電本身的隨機性、波動性、間歇性特點，客觀要求其發(fā)電必須輔以足夠容量的靈活性調峰資源，以共同形成穩(wěn)定的電力，而當前的各類靈活性調峰資源均無法滿足新能源大規(guī)模發(fā)展所帶來的系統調峰需求，其主要存在以下幾個方面的突出問題：
一是目前的抽水蓄能及各類新型儲能設施均為日內短周期靈活調峰資源，存在系統定位不清晰、商業(yè)模式不清晰、容量不足、建設成本難以回收等眾多問題。日內調節(jié)型調峰資源不可避免地存在前述隨建設容量增加而邊際效益遞減的問題。以目前的日調節(jié)型電儲能設備解決高比例新能源消納問題，將面臨“建得起的儲能容量不夠用，夠用的儲能容量建不起”的困境。
二是目前尚不存在同時具備清潔低碳、成本低、大容量、長周期等能夠完全替代常規(guī)電源長周期調節(jié)作用的儲能電源。無論是從電力保供、高效促進新能源消納、系統暫態(tài)無功電壓支撐還是慣量頻率支撐來看，目前常規(guī)火電機組的重要作用還是不能簡單替代、一關了之。
三是當前新能源的發(fā)電成本在逐步降低，但是電力系統為了最大程度消納新能源而產生的調節(jié)成本不應該被忽視，目前新能源雖已實現平價上網，但并不等于平價消納，要保證新能源高消納率所需要配套的靈活調峰電源建設成本、新能源配套電網送出工程及大電網補強建設成本、新型電力系統源網荷儲協調成本均不應忽視。因此，系統內新能源裝機容量與新能源合理消納利用率之間應該有一個合理的平衡點，同理，新能源合理消納利用率與相應的配套儲能容量之間也要有一個合理的平衡點。只有保證新能源裝機容量、配套儲能容量及消納利用率維持在合理平衡范圍之內，才能促進新能源健康、可持續(xù)發(fā)展。
泛儲能各類靈活調峰資源優(yōu)缺點分析
新型電力系統下，各類靈活調峰資源將扮演安全保障的重要角色。提高系統靈活調節(jié)能力可以從電源側、電網側和用戶側多方面著手，甚至是跨領域在整個互聯能源系統的全維度內尋找低成本、高效率的靈活調峰資源，這里再次強調泛儲能的概念。下面對幾類目前可以大規(guī)模工程化應用的靈活調峰資源的優(yōu)缺點進行分析。
抽水蓄能/各種類型新型儲能電站
抽水蓄能及各類新型儲能設施均屬于“無源型電源”，其對于提高電力系統電源調節(jié)能力主要體現在兩方面：一是通過自身的充電、發(fā)電實現錯峰搬運新能源電量，直接減少新能源棄電；二是通過減少火電開機降低全網火電最小出力與發(fā)電量，間接為新能源釋放發(fā)電市場空間。但在新能源比重高到一定程度后，目前日內調節(jié)型的抽水蓄能及各類新型儲能均存在隨著儲能容量增加、調峰邊際效益遞減的現象。另外，抽水蓄能還存在一個投資大、建設周期長、市場機會把握敏感度差的問題。
虛擬調峰電廠
虛擬調峰電廠主要是基于靈活性負荷需求側的創(chuàng)新管理模式，其主要通過信息控制技術，將海量的靈活電力資源（受控負荷、分布式清潔電源、儲能等）聚合成一個整體，拓展電力系統靈活資源的來源，作為一個特別的“調峰電廠”參與電力系統運行，可發(fā)揮與常規(guī)電廠等效的調峰等功能。目前，國內已有部分省份初步構建虛擬調峰電廠，冀北電網通過接入蓄熱式電鍋爐、可調節(jié)工商業(yè)等11類資源，構建虛擬調峰電廠容量約16萬千瓦，可調容量約4萬千瓦；上海電網開展“虛擬電廠”規(guī)模化“填谷”響應，實現單次最大提升負荷34.03萬千瓦。虛擬電廠最大的優(yōu)勢在于充分利用存量的可中斷負荷，基本沒有一次設備投入，主要投入在于二次的通信及自動化控制，投資少、見效快，市場機會把握靈敏。主要缺點在于電力用戶的主營業(yè)務對其用電負荷可調節(jié)空間、時間的限制較大，參與虛擬電廠的收益率過低影響用戶參與意愿，收益率過高影響虛擬電廠的市場競爭力。
燃氣調峰電站
燃氣調峰電站發(fā)電具備的快速功率響應、高效燃燒釋放能量等優(yōu)點，使其在電力負荷尖峰時刻能夠承擔電力保供作用，是很好的調峰電源。但受到天然氣氣源的限制，我國天然氣儲備量較少，很大程度依賴進口，一方面影響能源獨立性；另一方面導致天然氣價格較高，使天然氣發(fā)電調峰還不能夠大范圍推廣。
提高火電靈活性
目前，煤電仍以占比不到五成的裝機，生產了約六成的電量，支撐了超七成的高峰負荷需求，在相當長的一段時間內，煤電既要發(fā)揮供電兜底保障作用，又要不斷減少自身碳排放水平，還要提升自身靈活性，輔助高比例新能源健康發(fā)展。
2021年10月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯合印發(fā)《全國煤電機組改造升級實施方案》，設置了煤電“三改聯動”的時間表和路線圖?！叭穆搫印本褪轻槍γ弘姍C組進行的三種技術改造：節(jié)能降碳改造是為了讓煤電機組降低度電煤耗和二氧化碳排放；供熱改造是為了實現對低效率、高排放的分散小鍋爐的替代；靈活性改造是為了新能源消納釋放更多的電量空間，并幫助電網安全穩(wěn)定運行。其中“十四五”期間計劃完成煤電靈活性改造2億千瓦，增加系統調節(jié)能力3000萬~4000萬千瓦。
煤電靈活性改造的主要優(yōu)勢在于成本相對各類電儲能設施而言較低，容量大、調節(jié)周期長，除調峰作用外仍能保留備用、調頻、調壓等必要的輔助服務功能。主要缺點在于即便經過節(jié)能降碳改造仍然存在一定的碳排放，如果額外引入碳捕獲利用與封存技術（CCUS）徹底解決碳排放問題，成本又過于高昂。
現階段各類靈活調峰資源合理利用次序及市場化建議
基于上述對當前電力系統內的靈活性調峰電源的優(yōu)缺點進行分析，最終總結出現階段各類靈活性調峰資源的合理利用順序如圖所示。
這個合理利用次序是基于不同靈活調峰資源的成本排序給出的，其目標是以最低社會成本消納新能源。而在這些建設靈活調峰資源的正向措施外，還應該同步考慮新能源合理棄電的反向措施。正反向措施都可以放在降低社會成本這個大目標下一并考量，而最好的自然平衡的辦法就是建立一個合理的市場化體系，讓市場在資源配置中起決定性作用。
這里強調的完善市場體系，至少應該包含電能量市場、輔助服務市場、容量市場這三方面最重要的市場。電能量市場包含中長期電力市場及現貨市場，其主要目的是通過市場價格信號引導并平衡電能量的供需關系。容量市場的主要目的是通過價格信號引導中長期調峰電源等基礎設施的發(fā)展建設，解決比如抽水蓄能、火電靈活性改造等調峰資源的合理建設規(guī)模及成本疏導問題。調峰輔助服務市場起源于中國電力市場剛剛起步，遠未成體系而電網調峰矛盾又迫在眉睫的特定歷史時期，以一種特殊的市場形式解決了計劃到完善市場間過渡期的一些尖銳矛盾。隨著未來電力現貨市場、容量市場的建設，調峰輔助服務市場可以考慮在適當時機退出歷史舞臺，以解決目前現貨市場與調峰輔助服務市場一些很難協調的問題，輔助服務市場體系也將回歸主要維護新型電力系統安全運行的本質目標。
遠景展望
2030年實現碳達峰目標前的現階段，新型電力系統建設仍要圍繞成熟的、規(guī)?；墓こ添椖块_展。幾年內尚不足以由量變引發(fā)質變。從中長期來看，要真正實現2060年碳中和目標，必然要依靠革命意義的技術突破且實現規(guī)模化、工程化的低成本應用；必然要解決長周期、大容量、低成本的清潔儲能問題。目前來看，值得關注的技術路線包括但不限于：基于清潔能源制氫再轉化為方便儲存運輸的甲醇、液氨等液體燃料；受控核聚變；電化學儲能等技術出現革命性技術突破，能夠實現超大規(guī)模、超低成本制造與應用。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》（上旬刊）2023年第6期，作者單位：國家電網公司東北分部
