黎特，张毓清，范茜勉，高超

中国电建集团河北省电力勘测设计研究院有限公司

0 引言

2020年9月，中国国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上阐明，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。而后，在2020年12月举行的气候雄心峰会上，习近平主席进一步宣布，到 2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60×108m3，风电、光伏发电总装机容量将达到12×108kW以上［1］。“双碳”目标的提出必将驱动新能源空前发展。

新能源的跨越式发展将对电网可靠性提出更高要求，随着新能源渗透率持续提升，其高度随机性和间歇性的特点给电力系统供需平衡带来了严峻挑战，系统灵活性需求总量逐步提高，且不确定性有所增强，调峰难度显著增加，以储能为调峰手段的市场需求也将持续增强。本文通过分析储能的发展必要性和发展空间，研究储能对光伏项目经济性的影响，为新能源项目投资时储能的技术路线选择和技术经济分析提供参考。

1 储能发展背景

1.1 新能源项目搭配储能的政策约束

2021年以来，国家及地方不断发布新的储能政策，也树立了储能在未来一段时期的重要地位。如，发改能源规〔2021〕1051号《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确了储能产业在“十四五”时期的发展目标，确定了近期储能发展的重点任务及产业布局，对储能政策思路及市场建设给予了指导；国能发科技规〔2021〕47号《新型储能项目管理规范（暂行）》（简称暂行规范）、《电化学储能电站安全管理暂行办法（征求意见稿）》（简称暂行办法）两个文件，聚焦了储能规模化发展的安全和项目管理的瓶颈问题；暂行规范明确了储能从项目准入、备案、建设、并网、运行、退役等全流程的管理规范，明确项目管理职责，破解储能管理困局；暂行办法确立了储能电站全生命周期的安全管理体系，针对消防安全明确了各环节管理要求与责任。

在电价政策方面，发改价格〔2021〕689号《国家发展改革委关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》在中央文件中首次明确了建立新型储能价格机制，发改价格〔2021〕633号《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》为制定新型储能电价机制给予了有益指导，发改价格〔2021〕1093号《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》为储能在用户侧发展营造了良好的电价政策环境。

在储能与新能源协同发展方面，国能发新能〔2021〕25号《国家能源局关于 2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》首次将新型储能作为市场化落实并网条件之一，发改运行〔2021〕1138号《国家发展改革委 国家能源局关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》首次从国家层面明确了保障性并网以外的可再生能源配置储能的比例，通过市场化的方式推动调峰资源的合理配置，为新型储能与抽水蓄能、火电灵活性机组、气电、光热电站等灵活性调节资源建立合理的布局空间。

上述政策从不同层面解决储能发展的关键问题，为储能的规模化发展奠定了基础。

在各省公布的2021年风电、光伏发电开发建设竞争性配置工作方案中，也均对储能比例提出了明确要求。部分典型省份对新能源配置储能的政策要求见表 1，可以看出，配置储能设施对于投资企业获取新能源指标至关重要。

表1 部分典型省份对新能源配置储能的政策要求

1.2 储能技术路线分析

根据储能技术的特性，储能技术可分为能量型储能技术和功率型储能技术。能量型储能技术具有能量密度高、储能容量大的特点，包括压缩空气储能、抽水储能、电池储能等；功率型储能技术具有功率密度高、响应速度快、可频繁充放电的特点，包括飞轮储能、超导储能、超级电容器储能等［2］。

根据电能转化存储形态差异，储能技术也可分为物理储能、化学储能、电磁储能和相变储能四类［3］。常用物理储能方式有抽水储能、压缩空气储能和飞轮储能；化学储能主要为电池储能，包括锂电池、铅酸电池、钠硫电池、液流电池；电磁储能包括超导磁储能和超级电容器储能；相变储能主要分为电储热、熔融盐储热及冰蓄冷技术［4］。

分析各种储能型式，抽水储能容量大［5］、出力变化率快、运行费用低，但受限于地理条件；压缩空气储能单位造价低、效率低、技术成熟度低，有待更好验证；飞轮储能效率高、响应快、寿命长，但单位造价高、放电时长受限制；超导磁储能功率高、能量密度低、成本高，且维护工作较多；超级电容器初始投资巨大，循环性能良好、功率高、充放电快，但能量密度低，投资回报周期长，经济性较差；冰蓄冷、熔融盐储热等相变储能技术经济性好、热效率高，但技术成熟度差，技术难度大，对保温防腐以及管道材料要求高。电化学储能技术具备功率响应速度快、建设周期短、受外界因素影响较小、配置灵活等优势，是近年来全球电力储能应用领域中商业应用最成熟、发展速度位居首位的技术路线。

2 河北省集中储能市场空间分析

2.1 消纳责任权重以及风光发展需求

为加速实现“双碳”目标，国家采取了一系列政策措施，也初步明确了包括河北省在内的各省可再生能源电力消纳责任［6］。根据国家能源局《关于征求 2021年可再生能源电力消纳责任权重和 2022—2030年预期目标建议的函》，河北省责任权重呈稳步增长趋势，初步测算逐年需要的风电、光伏发电装机容量如表2所示。

表2 河北省消纳责任权重及风电、光伏发电需求

由表2可见，河北省风电、光伏发电增长潜力巨大。但也产生了一系列问题，如，风电、光伏发电渗透率的快速提升对电力系统提出了严峻考验，现有灵活性资源无法支持电网接纳如此高比例的波动性能源。而储能作为更优质的灵活性资源，可以有效平滑新能源出力、提供调频调峰等辅助服务。

2.2 河北省集中储能市场空间

2.2.1 测算边界条件

首先，考虑 2030年前火电以灵活性改造为重点，作为重要的调峰手段，到2035年共有900×104kW火电退役（考虑寿命等因素）。

其次，火电灵活性改造全面完成后作为深度调峰，可实现火电机组不停炉超低负荷（20%额定负荷）调峰。

再次，抽水蓄能仅考虑已经在建及列入政府中长期规划的储备项目。具体为：丰宁360×104kW、易县120×104kW、抚宁120×104kW、尚义140×104kW、徐水60×104kW、滦平120×104kW、灵寿140×104kW、邢台 120×104kW、阜平120×104kW、隆华140×104kW。

最后，化学储能时长暂按4 h考虑，调峰空间中集中储能需求比例暂按70%考虑。

2.2.2 集中储能市场空间预测

经测算，充分考虑火电灵活性改造、已建在建及规划的抽水蓄能、燃机等调峰手段后，为满足新能源规模化增长，系统调峰缺口依然较大。到2025年仍有调峰缺口1 930×104kW，其中冀北电网缺口1 580×104kW、河北南网缺口350×104kW；到2030年仍有调峰缺口3 040×104kW，其中冀北电网缺口1 800×104kW、河北南网缺口1 240×104kW。

受抽水蓄能建设周期长等因素影响，2022—2030年（甚至可扩展到2035年），市场对其他形式的储能调峰需求规模巨大，尤其是冀北区域更甚。初步估算，到2030年冀北集中储能市场空间800×104～1 000×104kW、河北南网市场空间为 200×104～600×104kW。具体如表3所示。

表3 河北省集中储能市场空间

3 储能对光伏经济性影响分析

3.1 某光伏项目基本情况

某新能源科技有限公司投资的高科技农光互补示范项目位于河北省衡水市深州市，土地性质为一般农田，占地面积约200×104m2。项目装机容量为100 MW，光伏平均利用小时数约1 283 h，采用农光互补的模式进行开发建设。项目工程新建110 kV升压站，接入周边10 km的系统变电站。在不考虑新能源容量 10%的储能情况下，系统总体投资约4.05×108元（组件价格暂按1.85元/W计列）。

3.2 经济评价主要边界条件

资金筹措：按照有关法规规定，国内电力项目投资资本金比例为20%及以上［7］，本项目资本金比例按30%考虑。

贷款条件：长期借款采用等额还本利息照付方式还款，还款期限约为15年，长期贷款利率4.9%。流动资金贷款利率为4.35%。

税率：购进设备增值税税率为 13%，建筑安装工程增值税税率为9%。项目缴纳的税费有增值税、企业所得说、城市维护建设税、教育费附加和地方教育附加。城市维护建设税税率取5%，教育费附加取5%，企业所得税按25%征收，三免三减半。

上网电价：上网电价为0.364 4元/kW·h（含税）。

相关成本：本项目发电成本主要包括折旧费、维修费、维护费、职工工资及福利费、保险费、利息支出和其他费用等［8］。本项目固定资产折旧采用综合折旧率，设备折旧20年，残值5%。维修费质保期即运营期第1年至第5年为按固定资产价值的0.2%计算，质保期外按固定资产价值的0.6%计算；保险费率取 0.25%。根据现有同等规模光伏电站的经验，本光伏电站定员 10人，人均年工资按 10×104元估算，其中职工福利费和五险一金取职工工资总额的60%计［9］。材料费用暂定为10元/kW；其他费用暂定为 30元/kW；土地租金暂按 1.28元/（m2·a），按年支付。

储能暂按1.35元/kW·h核算（磷酸铁锂电化学储能），储能配置比例为10%即10 MW/20 MW·h。储能由光伏投资企业与光伏电站同步建设。

3.3 有无储能经济性对比

根据《建设项目经济评价方案与参数（第三版）》进行经济分析评价［10］，评价结果见表4。由表4可知不考虑储能配置时，项目资本金内部收益率（税后）约9.2%；考虑储能配置时，项目资本金内部收益率（税后）约7.18%。

表4 项目经济评价结果

按10%/2 h配置储能的情况下，折合到光伏装机将增加造价0.27元/W，成本增加约6%，将导致项目资本金收益率由原来的9.2%降至7.18%，降幅达22%左右。

随着储能配置比例的逐步增加，项目资本金内部收益率逐步降低，收益率对储能配置比例的弹性系数约为-2.2（即储能配置比例每增加1%，资本金内部收益率降低约2.2%，“-”号表示收益率与储能配置负相关），具体如图1所示。

图1 资本金内部收益率随储能配置比例的变化

4 结论与建议

一是对新能源项目开发而言，储能已成为项目获批的标配，因此对新能源行业以及对新能源投资企业而言，应对储能的技术路线、技术经济分析有提前的研究和判断。

二是不同形式的储能设施均将迎来较大的发展空间，尤其是在抽水蓄能大规模建成之前，集中形式的化学储能需求更为迫切。

三是储能对于新能源项目的经济敏感性较强，储能比例的降低以及储能造价的降低都将大幅提升项目的经济性，收益率对储能配置比例的弹性系数约为-2.2。企业在投资开发新能源项目时，要提前做好政策和市场研判，避免因储能配置比例过高导致项目投资失败，并且应重点关注储能设备的价格趋势研判。同时，共享储能可以降低单个新能源项目配套储能的投资，也可以作为提升新能源经济性的有效手段之一。