“十四五”山东储能规划发展研究

郑 帅，鲁 浩，沙志成，朱春萍，裴善鹏

（山东电力工程咨询院有限公司，山东 济南 250000）

0 引言

“十三五”以来，山东电力系统呈现出高速发展态势。在发电侧，核电机组装机实现了“零突破”，可再生能源并网装机规模完成了倍增计划，截至2019年底，风电装机规模居全国第四，光伏发电装机规模居全国第一。在电网侧，山东电网初步形成了“五交三直”省外来电通道格局，接纳外电规模逐年扩大，网供最大负荷屡创新高。在取得显著发展成就的同时，山东电力系统也面临着严峻的安全稳定运行压力，主要表现在调峰能力不足、新能源消纳矛盾突出等。随着储能技术快速发展，储能在电力系统的应用场景越来越多。本文结合“十四五”山东电力系统发展规划，科学分析储能需求空间，有针对性地提出发展重点和建议，对储能技术在山东电力系统的规划发展具有参考和指导意义。

1 储能技术发展概况

1.1 储能技术类型

本文主要讨论电能的存储。储能技术按照其转换形式不同，可以分为物理储能、电化学储能和电磁储能 3 类［1-3］，如表 1 所示。

表1 储能技术分类

1.2 储能主要作用

在电力系统应用中，储能主要有四方面作用［4-5］。

1）调峰。储能具有电源和负荷的双重特性，切换快速，调节灵活，响应迅捷，可以实现新能源消纳、电网削峰填谷、尖峰负荷响应等功能。

2）调频。储能技术具有快速和精确的响应能力，单位功率调节效率高，是最优质的调频资源。

3）提高系统稳定性。储能具有快速动态响应特性，通过合理配置和控制储能，可以显著提高电力系统在扰动作用下的动态性能和应对冲击的能力。

4）改善电能质量。储能技术可以有效抑制新能源发电的功率波动和对电压质量的影响［6］，提升网格电压水平，改善电能质量。

1.3 储能应用现状

据中关村储能产业技术联盟统计，截至2019年底，全球已投运储能项目累计装机规模为183.1 GW，同比增长1.2%。其中，抽水蓄能累计装机占比最大，为93.4%，同比下降0.9个百分点；电化学储能累计装机规模8 216.5 MW，占比4.5%，同比增长0.9个百分点，如图1所示。

图1 全球储能装机占比

截至2019年底，我国已投运储能项目累计装机规模32.3 GW，占全球18%，同比增长3.2%。其中，抽水蓄能累计装机占比最大，为93.7%，比上年同期下降2.1个百分点；电化学储能累计装机规模为1 630.13 MW，占比5.0%，比上年同期增长1.5个百分点，其增长的最大推动力来自电网侧储能；与光伏相配套的已投运储能项目累计装机规模达到了290.4 MW。预计到2020年，我国储能技术总装机规模将达到 44 GW［7］。

2 山东电力系统现状

2.1 山东电力系统概况

2019年，山东省电力系统运行平稳有序，发用电量平稳增长，全年全社会用电量6219亿kW·h，同比增长2.22%；省内机组完成发电量5285亿kW·h，同比减少1.86%；省外来电934亿kW·h，同比增长33.65%；完成市场化交易电量2558亿kW·h，同比增长 35.77%。截至2019年底，全省发电装机规模136.19 GW，220 kV及以上系统变电总容量28177万kVA。

2.2 清洁能源利用情况

近年来，山东大力推进能源结构优化调整，清洁能源装机比重不断提高。一方面，安全高效发展核能。山东海阳核电一期工程2台AP1000先进非能动压水堆核电机组，已分别于2018年底和2019年初先后投运，总装机规模2.5 GW，实现了山东省在运核电机组“零突破”。到2019年底，山东核电机组累计发电量207.2亿kW·h，机组平均利用小时数达到8 288 h。另一方面，大力发展可再生能源。山东风电装机容量13.54 GW，位列全国第四；光伏发电装机容量16.19 GW，位列全国第一。截至2019年底，山东省新能源和可再生能源装机容量36.24 GW，占全省发电总装机容量的25.8%。

2.3 外电入鲁发展现状

山东大力实施“外电入鲁”战略，2020年1月4日，1 000 kV山东-河北交流特高压环网工程建成投运，标志着当今世界上电压等级最高、网架结构最强的华北特高压交流骨干网架基本形成。至此，山东电网已建成1 000 kV榆横-潍坊、1 000 kV锡盟-济南特高压交流，±800 kV扎鲁特-青州直流、±800 kV上海庙-临沂特高压直流输电工程。2019年迎峰度夏期间，山东最大接受外电20.39 GW。但是，受送端配套电源建设普遍滞后、扎鲁特-青州直流落地电价倒挂等因素的影响，已建成的“外电入鲁”通道尚达不到按规划容量输送电力。

3 储能需求空间分析

3.1 调峰需求空间分析

“十三五”以来，山东省全社会最大负荷年均增长6.8%，到2019年达101 GW；省调最大负荷年均增长6.5%，到2019年达76.64 GW。随着用电需求的快速增长，山东电力供需形势较为紧张，“十三五”前三年迎峰度夏期间均出现电力缺口，2018年最大有序用电达到6.61 GW。2019年受“凉夏”等因素影响，未发生有序用电，但省调最大负荷峰谷差扩大至24 GW，电力系统运行调峰压力巨大。“十三五”以来山东用电负荷增长情况如图2所示。

图2 “十三五”以来山东用电负荷增长情况

目前，山东省新能源和可再生能源总发电负荷占全网用电负荷的25%～30%，午间时段风光叠加效应使得全网用电负荷曲线呈现“双低谷”特征，增大了电网运行调节难度。同时，受“外电入鲁”规模扩大、集中供暖面积增加等因素影响，电网调峰资源不足、手段有限，特别是度冬期间，火电机组调峰、保障民生供热和风光新能源消纳矛盾尤为突出。据统计，2018年春季，统调火电机组在中午时段均处在最低负荷运行；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才能满足电网运行要求［8］，频繁启停机增加了机组运行费用，也加大了系统安全风险。

“十四五”期间，山东省可再生能源装机规模将进一步扩大，省外来电、核电装机不断增加，统筹考虑省内各类电源调峰能力，预计“十四五”末，电力系统调峰容量缺少约13.2 GW，2030年电力系统调峰容量缺少约18.4 GW。囿于目前省内辅助服务市场深度调峰补偿力度较小，火电企业对机组灵活性改造意愿较低、改造动力不足，大力发展储能将是解决山东电力系统调峰需求的有效手段。

3.2 调频需求空间分析

目前，山东电力系统主要依靠火电机组进行调频，机组DCS系统接收来自于AGC调度的指令，对本地负荷信号和机组出力进行实时监控和指导，通过CCS子系统对锅炉和汽轮机的动作进行调节，使得机组净出力跟随ACG调度指令。火电机组AGC调频示意图如图3所示。

图3 火电机组AGC调频示意图

火电机组调频存在反应速度慢、设备磨损大、机组整体效率低等问题，尤其是AGC对火电机组的磨损和效率影响更大。各大发电集团已逐渐认识到这个问题，从山东省调频辅助服务市场AGC出清价格逐年上升就能看出端倪。储能具有响应迅速的特点，配合火电机组进行AGC调频，将大幅提高AGC性能指标，单日Kp平均值可由原来的2.8提升至4.6，大量的火电机组将从长期的AGC调频任务中解放出来，有效缓解由于频繁AGC调节造成的火电机组设备疲劳和磨损，稳定出力并提高负荷率，改善机组燃煤效率，提升机组的可用率及使用寿命，进一步促进节能减排。

目前，山东电网总装机规模全国第一，其中70%为调频性能优异的火电机组，电网调频压力不大，储能需求空间不大。但是，随着山东能源供给侧结构性改革深入推进，山东电网未来火电装机比例会持续下降，调频问题也会逐渐显现。因此，可考虑电源侧提前规划一些调频用储能设施，对部分AGC调频响应性能较差、在调频辅助服务市场被罚款的老旧机组，可优先装设AGC锂电池储能调频系统。

3.3 其他需求空间分析

3.3.1 提高电力系统安全稳定性

目前，山东省已形成“三直五交”输电通道格局，实现与宁夏、内蒙古、陕西、河北等地区互联互通，省外来电在山东电力系统中发挥越来越重要的作用。但是，一旦发生直流闭锁等永久性故障，将带来大量功率缺额，进而引发受端电网频率稳定问题［9］，直接影响电力系统安全稳定运行。因此，亟需在分钟级时间尺度内提供大功率支撑以平衡电网的有功功率缺额。电化学储能电源具有快速精确的功率跟踪能力，能够为电网提供瞬时和短时的功率支持，达到“以调代切”的效果，减少切机切负荷数量。同时，电化学储能优良的“自启动”特性，可以在电网发生严重故障时，充当“黑启动”电源，帮助系统恢复安全稳定运行。

3.3.2 延缓输变电设备升级投资

2019年，山东全省发电设备平均利用小时数为3 889 h，同比下降328 h。其中，直调公用煤电机组4 498 h，同比下降589 h；地调公用电厂2 303 h，同比下降16 h。一方面，山东发电装机规模不断扩大，最大负荷屡创新高。另一方面，发电设备利用小时数却逐年下降。究其原因，就是为了满足电网短时尖峰负荷的需要，而不得不追加大量的发输变电工程投资。根据山东省负荷特性分析及负荷预测，为了满足尖峰5%负荷的用电需求，“十四五”和“十五五”期间，山东省仍需建设6.8 GW和8.4 GW省内电源。若能在负荷端配置一定规模的储能电站，用电高峰时释放电能，用电低谷时储存电能，改善局部电网潮流分布，既能满足尖峰负荷需要，有效减缓电力系统建设投资进度，又能降低重负荷线路和变压器运行压力，提高电能质量。

4 山东储能规划发展建议

综合考虑电力市场改革进程，外电参与调峰、煤电机组灵活性改造，以及山东省内严控煤炭消费、淘汰落后煤电机组等政策因素影响，本文推荐储能建设规模如表2所示。

表2 山东储能建议建设容量 （GW）

4.1 优先发展抽水蓄能电站

为加快解决新能源消纳与电力系统调峰资源不足的矛盾，综合对比不同储能技术特性［10］，抽水蓄能兼具电源和负荷双重特性，装机规模大，响应速度快，调峰效果好。结合山东电力系统特点、地形地质和水文气象条件，充分考虑胶东负荷中心区域电网调峰需求，东部沿海核电基地电力送出和海上风电等可再生能源发电消纳需求，“外电入鲁”通道落点集中地区电网，特别是特高压电网安全稳定运行需要，建议优先发展抽水蓄能电站。

山东已建成投产泰安抽水蓄能电站，装机容量为1 GW；在建沂蒙、文登和潍坊抽水蓄能电站，装机容量分别为1.2 GW、1.8 GW和1.2 GW。预计到“十四五”末，山东省抽水蓄能电站装机容量将达到4 GW左右，届时可大大缓解山东电力系统调峰压力，有效保障本地新能源的就近消纳。

4.2 鼓励风光电源侧配储能

根据中关村储能产业技术联盟最新调研结果，以锂离子电池为例，目前系统成本（不含PCS）已降至 1 000～1 500元/（kW·h），已进入应用的盈亏平衡点，具备了商业化发展基础。随着政策支持力度加大、市场机制逐渐理顺、多领域融合渗透，我国储能项目装机规模将快速增加。“十四五”时期，山东可再生能源装机规模快速增长，调峰能力与消纳空间之间的矛盾依然存在，可再生能源作为常规电源予以考核和约束，配置一定比例的储能可以是未来主要的调节手段。一方面，考虑到可再生能源发电补贴滞后严重、部分新能源企业经营困难的情况，建议以鼓励性政策为主，同时辅以优先并网、增加发电小时数等优惠政策。另一方面，建议在政策制定时，加强研究论证和实地调研，科学确定储能配置比例，有效疏导投资建设成本，避免劣币驱逐良币，促进可再生能源行业平稳健康发展。

4.3 探索推进电网侧配储能

电网侧配置储能，可以有效缓解电网阻塞，延缓输配电升级，提高供电安全性。受政策驱动因素影响，2018年以来，电网侧储能出现了快速增长。2019年国家发改委发布的《输配电定价成本监审办法》中，明确抽水蓄能电站、电储能设施不能纳入输配电成本，快速发展的电网侧储能一时陷入沉寂。但从长远来看，储能在技术上是刚需，在未来高比例可再生能源接入电网的背景下，储能行业势必会健康、持续、稳定发展。

2020年，国家电网提出“要积极研究探索储能发展路径和模式，结合特高压建设和新能源消纳需求，形成一套成熟的技术和商业模式，未来实现储能与电网的平衡发展”。“十四五”我国输配电价核算将开启第二个监管周期，在新一轮监管周期中，随着我国电力市场改革的深入推进，电网侧储能可能迎来新的发展机遇，建议密切关注行业发展动态，积极探索布局电网侧储能。

5 结语

本文梳理总结了储能技术发展现状，从调峰、调频、提高电力系统稳定性和改善电能质量4个层面分析了储能的作用。立足山东电力系统运行调节能力有限、调峰缺口巨大、调频资源相对充足的客观实际，从提高电力系统安全稳定性和延缓输变电设备升级投资等角度，分析了“十四五”期间山东电力系统储能需求空间，并提出了优先发展抽水蓄能电站、鼓励风光电源侧配储能、探索推进电网侧配储能等发展建议。