当前风电项目配置储能装置的可行性初步分析

文／徐一凡

当前风电项目配置储能装置的可行性初步分析

文／徐一凡

近年来，我国风电发展迅速。到2013年年底，全国风电并网装机容量77160MW，全年风电发电量134.9TWh，约占全国总上网电量的2.5%。在风电开发较为集中的区域，风电已经成为主力电源之一，以蒙西地区为例，2013年风电发电量为21.6TWh，占到全网发电量的11%。

随着风电并网规模的不断扩大，从2011年起，“三北”地区等风电开发集中区域弃风限电问题日益突出，在2012年达到高峰。2012年全国弃风电量约20TWh，全国弃风率约为17.1%，其中吉林、蒙东、蒙西、甘肃等地区弃风率在25%以上。在这种背景下，有些储能设备厂家提出，现阶段我国风电项目应投资配置储能装置。一是可以快速吸收和释放有功及无功功率，平滑风电输出功率，提高风电的可控性，保证风电出力的连续性和稳定性，减小对电网的影响；二是可以在弃风限电时储存风电电量，在非限电时段上网，在弃风限电问题得以改善之前提高风电的效益。

那么，现实情况是否如理论设想的那样呢？为此，我们结合风电的出力特点和储能技术的特点，对当前政策环境下风电项目投资配置储能装置的可行性进行初步分析。

储能技术简介

目前，储能技术路线主要分机械储能（包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等）、电化学储能（包括铅酸电池、锂离子电池、液流电池、钠硫电池等）和电磁储能（包括超导储能、超级电容器储能等）等几种，各种技术的特点如下表所示。

表1 各种储能技术特点

由于风电场装机规模多在50MW以上，适用于风电场储能的技术必须是兆瓦级以上功率、多小时容量的技术。电磁储能和飞轮储能明显不适用，机械储能中抽水蓄能和压缩空气对地理条件的要求高，有些地区不具备推广的条件，因此可在风电场内配置的只有电化学储能的几种技术。

当前条件下风电项目配置储能装置的可行性

（一） 配置储能的容量不易确定

为风电等可再生能源项目配置储能装置，在限电时段储电、非限电时段上网，这在技术上是完全可行的。但由于储能成本普遍高于风电等可再生能源发电成本，这种做法在实践中是否可行，是否适宜在全行业推广，关键还在于能否在满足要求的前提下配置最小的储能容量。

实际上，风电项目配置储能的比例主要取决于当地的限电情况，没有一个普适的标准。由于2012年限电情况比较突出，我们选取了蒙东地区有代表性某风电场（装机容量297MW）2012年的全年各月限电、2月各日限电和11月28日分时段限电情况进行统计，结果如下：

如图1所示，2012年限电最多的月份集中在2－4月，月限电量在52000MWh－57000MWh之间，限电最少的月份为7月，限电量1300MWh。

如图2所示，2012年2月限电最多的是6日，限电量为5650MWh。7、11、21、22、27、28日限电量为0kWh。

如图3所示，11月28日，限电主要集中在夜间（1∶45－8∶45），限电量为1260MWh，其他时段限电不多。

上面的限电情况有两个比较突出的特点，一是单日各时段限电量差异较大，按高配置浪费极大，按低配置满足不了要求，基本不存在一个合理折中的储电容量；二是限电往往连续出现，即使前一时段的限电全部储存下来，下一时段又限电了，储存的电量也没有机会上网，极端情况下可能全月只储存了第一天的电。

（二） 成本分析

目前可再生能源配置储能的示范项目较少，成本方面可供参考的不多。

国家电网公司在河北省张北建设了风光储输示范项目，为100MW风电和40MW光伏项目配置了20MW/95MWh的储能，储能部分采用锂电池、钠硫电池和全钒液流电池三种技术，由不同厂家提供，如下表所示：

图1 某风电场2012年各月限电量

图2 某风电场2012年2月各日限电量

图3 某风电场2012年11月28日分时限电量

表2 张北风光储输项目储能配置

该项目储能部分投资4亿元，每千瓦成本在2万元以上，是风电场平均单位千瓦投资（8500元左右）的2倍多。其工作寿命估计在5年左右。

2012年，龙源集团为其辽宁法库卧牛石50MW风电场配备了5MW/10MWh全钒液流电池储能装置。该储能装置投资7000万元，相当于每千瓦14000元。输入输出比为1：0.7，充放电次数为2000次，全生命周期可吸收20GWh电能、放出14GWh电能，相当于度电成本5元，几乎是风电度电价格的10倍。

从容量上看，张北风光储输项目的储能容量占比约为14%，共可储95MWh电能，但该项目有40MW光伏发电，其出力特性与风电、储能如何互相作用不得而知。龙源法库项目是纯风电，参考价值更高一些，其储能占比是10%，可储10MWh电能。

如果根据龙源法库的经验为某300MW风电场按10%容量配置储能，需配置30MW储能，可储60MWh电能，仅是11月28日1∶45-8∶45时段限电量的零头。即使按20%配置，可储120MWh电能，仍然仅为该时段限电量的十分之一。关键在于，无论为风电项目配置多大的储能装置，基本可视为法库项目的放大版，其储电上网的度电成本均为5元，这说明如果仅为了解决限电问题为可再生能源项目配置储能，是不可能达到投入产出平衡的。

(三)储能对电能质量的贡献体现在电网侧

由于风电出力受风速所固有的波动性影响较大，在电网薄弱地区容易引起电网电压和频率稳定性问题。目前解决这种问题的措施主要是进行风功率预测和安装无功补偿等手段。安装储能装置可以使风电场更好地配合电网进行调峰和调频，但从系统角度看，以这种目的配置的储能是电网建设的需要，而不是电源建设的需要。为电网提供服务的储能装置应该在电网中配置，让每个风电场配置储能不但不经济，也无必要。

以抽水蓄能为例，其主要作用是为电网运行服务，我国现行的有关政策规定，抽水蓄能电站由电网企业根据电网运行需要进行规划，原则上由电网企业全资建设和管理，杜绝电网企业与发电企业合资建设，严格审核发电企业投资建设抽水蓄能电站项目。在投资回收机制方面，不再核定抽水蓄能项目的电价，其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。

（四）储能装置并不是电力系统灵活性的唯一来源

电力是唯一不能被轻易存储的重要“能源载体”，因此目前的电力存储技术一直未取得实质性突破，更不能以良好的经济性对系统运行进行调节。幸运的是，与通行的假设不同，缺少经济储能方式对可再生能源未来发展的影响并不大，因为我么可以通过多种途径获得电力系统的灵活性。综合运用类型各异、位于不同区域的可再生能源电源结构，功率预测技术，灵活性电源以及需求侧响应等措施，可以构建完全满足需求的可靠电力系统。

结论

综上所述，为风电等可再生能源发电配置储能装置，尽管在理论上是可行的，对平衡峰谷有较好的作用。但是，有鉴于当前的技术水平和经济性，储能技术尚不具备大规模推广的条件。并且就目前我国风电占比仅有3%的情况来看，也没有必要动用成本高昂的储能设备。实现更大比例的可再生能源并网，不是在电网运行的物理特性上做出改变，而是在运行策略、规则和程序上做出改变，这是一个巨大的机制性挑战。

（作者单位：国华能源投资有限公司）