裴善鹏，朱春萍

（山东电力工程咨询院有限公司，山东 济南 250031）

无论是在发电侧、电网侧还是用户侧，储能的本质都是为了满足电网的需求，因此其发展现状与电网现状以及基于这种现状制定的政策密切相关。

当前，山东电网面临着巨大的调节压力。山东省是我国东部沿海电力工业大省，截至2019 年12 月，山东省发电总装机容量1.36 亿kW（不含应急调峰储备电源），光伏发电装机容量1 620 万kW，2 项指标均居全国第1 位。春、秋季负荷低谷期新能源发电消纳困难，甚至采用火电机组日内启停机方式保障新能源消纳；供暖期只开供热机组，春节期间存在弃风弃光问题；夏季存在负荷缺口，2018 年用电高峰负荷缺额高达662 万kW。整个电网面临巨大的调峰压力。同时，2019 年通过特高压输入的省外电力936.03 亿kW·h，占全省全社会用电总量6 218.72 亿kW·h 的近15%，外电故障情况下存在紧急功率支撑的需求。

“十四五”期间，山东电力系统调节能力提升将成为电力系统面临的现实问题，而储能是解决这一问题的有效手段。储能可以有效地提升电网新能源消纳能力、高峰保电能力和紧急功率支撑能力[1-3]，还可以配合火电机组进行调频应用[4-9]。因此，有必要结合山东电网的现实状况，研究储能在山东电网的应用前景。

1 山东电网调节特点及问题

山东电网以火电为主，全省电力装机容量13 619 万 kW，其中：常规水电及抽水蓄能108.1 万kW，风电1 354 万kW，光伏1 620 万kW，生物质能发电293 万kW，煤电9 604 万kW；煤电和新能源发电（含核电、风电、光伏发电、生物质及垃圾发电）分别占省内电源装机的70.5%、25.8%；省外来电最大受电容量2 000 万kW。目前山东电网主要存在的问题和特点如下：

1）特高压扰动带来电网稳定风险。山东通过宁东直流、昭沂直流、鲁固直流输入外省电力（图1），由于直流大量代替常规电源，在外电突然失去的情况下，山东电网抗扰动能力持续恶化。

2）电网调峰能力不足，新增新能源装机接入困难。随着新能源保持高速增长，“外电入鲁”和核电装机规模不断增大，省内调峰电源更加不足。2018 年春季，火电机组为了保障新能源消纳，中午时段均在最低负荷运行。图2 为山东某超超临界600 MW 机组2018 年春季典型运行曲线，可以看出，该机组白天均在70%负荷以下运行，中午光伏大发时刻在50%负荷附近运行。

到2019 年春季，火电机组不得不采用日内启停机的非正常调峰手段来满足电网运行要求。火电机组启、停机费用很高，且机组受温度剧烈变化影响，爆管等事故概率大大上升。在火电机组的支持下，山东省一直没有弃风弃光，但到了2020 年春季，由于多重因素影响，弃风弃光率逐渐上升。

3）夏季供电紧张，存在较大用电缺口。7 月、8 月日内峰谷差较大，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，以4～5 h居多。2018 年全省最高用电负荷9 870 万kW·h，不得不执行有序用电。

4）火电机组占比超过70%，系统调频能力强，调频暂时不存在问题。

2 山东电网调节能力分析

2.1 调节方法和种类

常用的调节能力提升方法包括火电机组灵活性改造、抽水蓄能、储能、核电调峰、外电调峰、燃气轮机[10]等。

1）火电灵活性改造 德国、丹麦和我国其他省份的经验表明，煤电机组灵活性改造在技术上是可行的，华能陕西秦岭发电有限公司、华能铜川照金电厂改造后最低稳燃负荷均达到30%以下，经济性上改造成本约500~ 1 500 元/kW。火电机组灵活性改造在所有电力系统调节能力提升手段中造价最低，是目前最经济且最现实的手段，尤其是对山东省，供暖期低调峰保消纳压力大，使用光轴、低压缸切缸等技术降低机组最低出力对解决供暖期调峰问题很有帮助。

2）抽水蓄能 抽水蓄能电站建设周期长且受地形、生态红线等环境评价因素影响较大，目前仅有国家电网有限公司（国网）能够投资建设，建设速度比较缓慢。投资成本约6 000 元/kW。山东省抽水蓄能电站建设除了已经正式开工的文登抽水蓄能电站（180 万kW）、沂蒙抽水蓄能电站（120 万kW）之外，泰安二期 抽水蓄能电站（180 万kW）和潍坊抽水蓄能电站（120 万kW）也已经核准。预计到“十四五”末，抽水蓄能总容量可达400 万kW。抽水蓄能容量大，放电时间长，是山东电力系统调节能力提升的重要手段。

3）燃气机组 燃气轮机是调峰的重要手段，但由于多种因素，山东省燃气轮机均兼做供热，导致燃气轮机调峰能力受到很大限制。且山东位于天然气管网末端，气价较高，大型燃气轮机主机均为进口，天然气也大部分依赖进口，发电成本居高不下。大型燃气轮机（单机150 MW 级）工程造价约2 500 元/kW，含税电价约0.6 元/(kW·h)。若“十四五”末期我国重型燃气轮机技术能有所突破，燃气轮机回归调峰本质，通过辅助服务市场予以疏导或两部制电价给予补偿，则燃气轮机可以作为山东调峰的重要资源。

4）新兴电化学储能及机械储能 多种新兴储能手段是调峰调频的有效方法。锂电池储能造价较高，调峰经济性不佳，但其毫秒级的响应速度是其他手段无法企及的，在调频和外电通道故障需提供紧急功率支撑方面可以发挥重要作用。液流电池适合大容量长时间的电网应用，无燃烧风险，无环境污染风险，放电速度也可以达到毫秒级。压缩空气储能类似抽水蓄能，可以在调峰方面发挥辅助作用。

除以上主要手段之外，需求侧管理、合理确定弃风弃光率也可以释放一定调节能力。

2.2 调节能力

山东电网调节能力不足主要反映在缺乏调峰资源上。根据山东电力规划数据，综合考虑各类电源调峰能力条件下，2020 年系统调峰容量缺少约914 万kW，2021 年缺少约1 209 万kW。随着新能源的不断发展以及省外直流受电、核电装机容量的不断增加，2025 年，在考虑文登抽蓄和沂蒙抽蓄的情况下，系统调峰容量仍缺少约1 319 万kW。

预计“十四五”期间山东不缺乏调频资源。山东的新能源装机比例未来还会进一步提升。山东电网总装机容量、总电力消费与德国电网相比，差距不大，但新能源装机比例相差悬殊（表1）。德国电网在新能源装机比例49.5%的情况下还能平稳运行，而山东电网在新能源装机比例22%的情况下已经面临巨大压力，限制了新能源装机的进一步增长。表面上看，山东电网和德国电网规模相差不大，但其调节能力和市场机制等“内功”方面差距显著。2 个电网主要电源结构对比如图4 所示。

表1 山东电网和德国电网主要参数对比Tab.1 Comparison of main parameters between Shandong power system and German power system

从灵活性调节电源（燃气轮机、抽水蓄能、储能等电源）的装机比例（表2）来看，山东电网不仅落后于世界先进水平，甚至远远落后于中国平均水平。

表2 灵活性调节电源装机比例对比Tab.2 The flexible adjustment power source proportions

2.3 调节能力需求量

火电机组灵活性改造价格最低，但受压煤减煤政策影响，山东煤电总装机维持在1 GW，统调公用机组维持在6 250 万kW。即使全省统调公用机组平均最低负荷降低10%，释放的调峰能力625 万kW 仍然不能满足1 319 万kW 的缺口。

抽水蓄能是电网调节主力，但受环境评价和国网政策影响进展较慢，山东“十四五”期间有2 个抽水蓄能电站投产，总装机300 万kW。

储能技术反应速度快、配置灵活，但目前受经济性、安全性等因素制约，大规模应用尚有困难，但试点建设必不可少。

燃气轮机在山东受气源末端地理条件限制，价格太高，且山东燃气轮机多兼供热，调峰能力受限，“十四五”期间预计实际容量仅有400 万kW。

综上所述，山东省“十四五”期间电力系统调节能力提升的2 个主攻技术方向为：提升火电机组灵活性调峰能力，加大抽水蓄能、储能、燃气轮机等灵活性调节电源比例。

山东抽水蓄能资源相对丰富，但可开发资源约1 000 万kW。从长远来看，大容量长延时低造价的储能是山东电网的刚性需求[11-12]。储能需求量计算比较复杂，除抽水蓄能外，火电机组灵活性改造能够提供的调峰容量仍存在一定不确定性，且外电入鲁调峰和核电调峰是否能够实现，需要详细分析。

3 山东电网储能需求分析

3.1 满足新能源消纳

经计算，若山东省规划的新能源发电机组均能投产，在不采用火电机组日内停机等非正常调峰手段的情况下，规划各水平年弃风弃光率和最大弃电容量如表3 所示。弃风、弃光主要集中在1—3 月份，其中2 月份弃风弃光量最大，单日弃风弃光现象可持续24 h。2020 年弃电容量大于300 万kW 的持续时间约8~9 h；2025 年弃电容量大于400 万kW的持续时间约8~9 h；2030 年弃电容量大于550 万kW的持续时间约8~9 h。

表3 规划各水平年弃风弃光率Tab.3 The abandonment rate of wind and solar power in each planning year

从弃风弃光容量及持续时间来看，要有效降低山东省的弃风弃光率，山东电力系统适宜发展具备长时间参与调峰能力的储能装置，如抽水蓄能机组和具备长时间充/放电能力的电化学储能。电化学储能在1~2 h 内发挥调峰作用，适宜降低山东省用电尖峰时段的弃风弃光容量。即就规划的电源结构而言，2020 年—2030 年，山东省弃风弃光率在6%~12%，宜优先发展抽水蓄能机组，大幅降低全省弃风弃光率至5%以内，再配套建设适量电化学储能装置，进一步降低弃风弃光率。经计算， 2020 年、2025 年、2030 年山东省需要分别规划发展400 万、600 万、1 000 万kW 抽水蓄能机组。

3.2 满足用电高峰需求

从用电高峰负荷来看，山东省全网用电负荷超过年度最大负荷95%、96%、97%、98%、99%的单日持续时间分别为2～6 h、1～6 h、2～5 h、1～4 h、1～3 h，全年负荷超95%的时间为43 h（2018 年），如表4 所示。

表4 2018 年山东省全网超过年度最大负荷95%的用电负荷分布Tab.4 The distribution of electric load exceeding 95% of the annual maximum load in Shandong Province in 2018

2020 年，考虑燃气机组和外电的不确定性，高峰负荷时预计有200 万kW 供电缺口，约占全网最大负荷的2%，持续时间约1~3 h，考虑其中的一半由电化学储能补充。

2025 年、2030 年，受政策影响，各类电源投产容量和外电容量不确定性大。根据山东电网负荷特性分析及负荷预测，预计2025 年、2030 年山东省全网用电负荷超过最大负荷95%的电力分别为605 万、740 万kW，时长约45 h。为了满足尖峰5%负荷的用电需求，2025 年、2030 年，山东省需建设680 万、840 万kW 省内电源，以及2 项、3 项500 kV输变电工程。若适当增加储能装置，可以延缓电源和输配电建设。

从负荷持续时间与各类储能的技术特性来看，要保障全网负荷的供电，山东省尖峰负荷95%~98%部分适合由抽水蓄能机组来补充，98%~100%部分适合由电化学储能装置来补充。经计算，考虑20%机组备用，2025 年和2030 年需要抽水蓄能容量分别为440 万、530 万kW，需要电化学储能容量分别为240 万、300 万kW。

3.3 储能需求

考虑到电力市场改革的不断推进，外电参与省内调峰的力度也会增大，还有煤电机组灵活性改造的推广，山东电网选择调峰的方式会更加丰富，对储能的需求会有所降低。山东2020 年要求硬性压煤，主要调节电源火电受限。综合考虑，推荐储能建设规模如表5 所示。

表5 山东储能建议建设容量Tab.5 The recommended construction capacity of energy storage in Shandong Province

4 储能技术及其适用性分析

抽水蓄能是最传统的储能方式，寿命40~60 年，单机250~300 MW，放电时间(5+1) h（主用放电时间5 h，备用放电时间1 h）。抽水蓄能电站多为1 000 MW 级，能量密度0.5~1.5 W·h/L，建设周期5~7 年，调峰效果好，调频经济性较差。

压缩空气储能性能类似抽水蓄能，寿命30~50 年，单机容量10 MW，放电时间8 h，易组成100 MW 级储能电站。能量密度3~6 W·h/L，建设周期1.5 年左右，调峰效果明显，调频经济性和反应速度比较差。

飞轮储能寿命25 年，单个飞轮输出功率500~1 000 kW，放电时间6~15 min，能量密度20~80 W·h/L。由于其放电时间短，因此适合调频，调峰困难。

锂电池储能，满充满放寿命5 000 次左右，平均寿命10 年，单个电池箱容量约为1 MW/2 MW·h，放电时间根据电池选用和工程设计可为0.5~4.0 h，充、放电功率均可根据调度指令进行调节，相应充、放电的时间也会变化，非常灵活。能量密度200~500 W·h/L，占地最省。调频可以做到毫秒级响应，调峰可以每天2 充2 放，性能非常优秀。但如果用锂电池进行调峰，放电时间较长的情况下造价太高。锂电池分为磷酸铁锂、三元锂、钛酸锂几种，从经济性和安全性角度分析，目前适合电力系统应用的是磷酸铁锂电池。

液流电池储能，目前技术主流是钒液流电池，铁铬液流电池也在逐步发展中。满充满放寿命约20 000 次，平均寿命15~20 年，放电时间一般为4 h，放电时间越长、总功率越大的情况下，单位W·h造价越低。能量密度16~33 W·h/L，占地较省。调频响应快，调峰可以每天充放，最适合100 MW 及以上大型调峰用储能电站。

铅炭电池储能，是在传统铅酸电池负极加入活性炭，以提高铅酸电池的寿命。满充满放寿命约3 000 次，平均寿命10 年。单位W·h 投资最小，典型放电时间为2~8 h，满功率响应时间为百毫秒级，在电化学储能中是最慢的，但与机械储能对比仍有优势。最适合用户侧调峰。山东电网目前最需要的是调峰资源，因此应优先发展大容量、长放电时间的储能方式，如压缩空气储能、液流电池储能、能量型锂电池储能。

各储能技术特性对比见表6。

表6 不同储能技术特性对比Tab.6 The performance comparison between and among different energy storage technologies

5 政策研究

储能本身并不产生电量，甚至还消耗电量，其价值在于为电网提供调峰调频等辅助服务，因此储能的价值和盈利只能通过电力辅助服务市场、现货市场或其他政策来实现[13-15]。政府应根据电力市场化改革趋势，为储能制定合理政策，推动储能发展。

5.1 政策现状

山东是全国8 个现货市场试点省份之一，预计2020 年9 月现货试结算之后，市场用户侧不再执行峰谷电价、输配电价为固定值，调峰辅助服务市场取消，调频辅助服务市场电价包含机会成本电价，预计价格上升。

5.2 政策分析

发电侧储能政策广东、山西开展较好，为调频应用。广东、山西缺乏调频资源，但山东调频能力优秀的火电机组占比高，暂时不缺调频资源，这也体现在山东调频服务并不按质量收费上。新能源场站配储能在目前新能源平价上网和山东利用小时数较低的情况下，对投资方无经济性可言，推广比较困难。

电网侧储能政策江苏、河南开展较好，但受国家政策影响，储能成本疏导非常困难。

用户侧储能政策江苏、广东开展比较好，峰谷价差大，工业用户多，目前山东的峰谷价差不足以支撑储能。

制定储能政策，必须根据山东电网缺乏调峰资源的现状和电力系统利益分配格局合理编制。

5.3 政策建议

1）发电侧 在发电侧，火电厂大多拥有建设用地，电网间隔扩建也较为方便；电厂专业技术人才丰富，运行水平高。山东火电建设受限，发电集团对储能投资积极性高。因此利用火电机组场地建设储能在山东较为可行。发电侧调峰储能可作为独立主体参与现货市场，同时根据《关于电力现货市场燃煤机组 试行容量补偿电价有关事项的通知》精神获取0.099 1 元/(kW·h)的容量电价。2020 年山东市场化电量约1 800 亿kW·h，每度电收0.099 1 元容量电价，即整个市场容量补偿电费约178 亿元，这笔费用按燃煤机组可用容量进行分配，建议储能也参与此市场。初期现货市场不能补偿储能电站成本，可通过能源主管部门政策支持等方式进行补偿。

2）电网侧 电网侧独立储能电站指地理位置位于发电侧、电网侧、用户侧的储能，独立接受电网调度。使用独立的关口表进行结算的储能电站，并不专指电网投资建设的储能电站。有研究认为，可移植抽水蓄能两部制电价到独立储能电站，但两部制电价容量电费确定非常困难，落实起来也非常难。建议像发电侧独立储能一样作为独立主体参与现货市场，也可以要求新能源企业在自建储能电站和租赁电网侧独立储能电站之间二选其一，电网侧独立储能电站可以获取租赁费。

3）用户侧 用户侧储能多依靠峰谷价差。根据鲁发改价格〔2019〕510 号文件，山东电网峰谷价差最高为0.595 4 元，2020 年3 月山东又下发了《关于开展储能峰谷分时电价政策试点的通知（征求意见稿）》，储能谷电电价降低0.03 元，峰谷价差达到0.625 4 元，尖峰低谷价差达到0.744 5 元。现货市场结算后，用户侧电价为发电出清价格加容量电费加过网费，预期价差扩大，可在新兴的大数据中心、5G 基站、商业楼宇方面，通过一事一议给予补贴的方式拉动储能发展。

4）储能试点布局 关于储能试点布局，本着促进可再生能源消纳、缓解负荷中心局部电网输电阻塞、保障“外电入鲁”通道安全的原则，优先在山东省北部、东部沿海区域新能源资源丰富、网架结构相对薄弱的地区布局储能电站，在烟台、济南等中心城区通道受限地区和临沂、潍坊等特高压落点集中地区布局储能项目。

6 结 论

1）山东电网存在调峰能力不足和特高压扰动带来的稳定风险问题，但由于火电机组占比高，目前调频需求量不大。

2）对比发达国家，山东电网未来调峰压力会更大，应优先发展大容量、长放电时间的储能方式，如压缩空气储能、液流电池储能、能量型锂电池储能。

3）在山东省电力系统调节能力提升手段中，储能在“十四五”期间会有240 万kW 的空间。

4）储能发挥调峰作用，可以在电力现货市场中获益，不足部分通过计划手段或新能源租赁手段予以支持。