天然气发电与电池储能调峰政策及经济性对比

2021-11-19刘国静俞振华

储能科学与技术 2021年6期

朱寰，刘国静，张兴，岳芬，俞振华

（1国网江苏省电力有限公司；2国网江苏省电力有限公司经济技术研究院，江苏南京 210008；3中关村储能产业技术联盟，北京 100190）

2020年，习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上宣布：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[1]。在气候雄心峰会上进一步宣布：到2030 年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12 亿千瓦以上。为实现“碳达峰、碳中和”目标，中央财经委员会第九次会议提出构建以新能源为主体的新型电力系统，意味着风电和光伏将成为未来电力系统的主体，目前占主导地位的煤电将成为辅助性电源。

根据国家能源局统计，截至2020 年底，我国风光装机合计达5.34 亿千瓦，距离12 亿千瓦还有近7亿千瓦的空缺，每年还要安装至少7000万千瓦以上才能满足需要。但是，这是一个最低要求，要实现2030 年非化石能源占比25%，所需的风光装机容量可能远远超过这一目标，一般估计今后10年需要每年新增1亿千瓦以上。新能源发电具有随机性、间歇性、波动性等特性，随着可再生能源装机容量的大幅提升，调峰问题将日益突出，未来需要有足够容量的、灵活启停的灵活性资源来进行调节。燃气电站和电化学储能由于可调范围大、响应速度快，未来有望成为重要的调峰手段。

当前，针对燃气发电调峰的经济性方面，已开展了一些相关研究。文献[2]提出地区电网燃气电站推荐装机容量并进行经济性分析，指出大力发展燃气电站需要考虑电价疏导问题；文献[3]对燃气轮机的调峰特性及其经济成本进行了建模研究，量化了调峰对发电成本、机组效率和寿命的影响；文献[4]分析了中国现有燃气机组的调峰能力，提出了其参与系统调峰控制的全过程调峰成本；文献[5]在燃气-蒸汽联合循环变工况特性研究的基础上，研究热电联供机组的调峰深度及经济性；文献[6]认为我国气电燃料成本相对较高、环保价值及调峰价值没有得到有效补偿，提出制定反映气电环保价值和调峰价值的电价和调度机制。

近两年，开展了一些针对储能参与电网调峰的经济性的研究。文献[7]针对某区域电网典型日负荷曲线，全面分析了不同类型储电调峰对电力市场经济性的影响；文献[8]在全寿命周期理论的基础之上，建立了储能系统的成本模型，并提出了一种适用于电池储能系统的平准化成本评估模型；文献[9]提出了储能参与调峰的成本效益分析模型，测算了抽水蓄能、压缩空气、锂离子电池等多种类型储能的经济性。

当前，针对燃气发电和储能调峰的政策及规则研究较少，基本上也没有开展储能与燃气发电调峰经济性对比的研究。本文通过系统分析和对比燃气发电调峰、电池储能调峰的相关政策及经济性，探讨二者参与调峰的前景及制约因素，为推动燃气发电和储能参与市场化调峰提供参考及建议。

1 天然气发电和储能调峰政策对比分析

1.1 天然气发电调峰支持政策

早在2007年，国家发展和改革委员会(简称国家发改委)制定并发布了《天然气利用政策》[10]，该政策将天然气利用分为优先类、允许类、限制类和禁止类，鼓励分布式热电联产、热电冷联产，允许重要用电负荷中心且天然气供应充足的地区建设利用天然气调峰发电项目。2012 年，国家发改委对《天然气利用政策》[11]进行了修订，放宽了天然气发电政策，天然气发电项目被纳入允许类。

2016 年，国家发改委和能源局发布的《电力发展“十三五”规划》(2016—2020年)[12]提出：有序发展天然气发电，适度建设高参数燃气蒸汽循环热电联产项目，推进天然气调峰电站建设；大力推进分布式气电建设，重点发展热电冷多联供。2017 年，国家发改委印发的《加快推进天然气利用的意见》(发改能源〔2017〕1217号)[13]提出：实施天然气发电工程，大力发展天然气分布式能源，鼓励发展天然气调峰电站，有序发展天然气热电联产。而在2018年7月，国务院公开发布的《打赢蓝天保卫战三年行动计划》[14]则提出：有序发展天然气调峰电站等可中断用户，原则上不再新建天然气热电联产，这是首次提出限制发展天然气热电联产。

截止到2020年底，全国有20多个省制定出台了调峰辅助服务市场规则，东北、江苏、湖北、湖南、山东、甘肃、陕西、新疆等8地区允许燃气发电参与有偿调峰辅助服务，相关辅助服务规则见表1。广西、贵州、安徽、福建、河南、江西、宁夏、青海等省的辅助服务规则尚未允许燃气发电机组提供有偿调峰辅助服务。深度调峰、启停调峰是基本品种，除了江苏、湖北不参与深度调峰交易外，其他省份基本上都包含这两类，值得注意的是江苏燃气机组只参与启机调峰。

表1 天然气发电参与有偿调峰辅助服务规则Table 1 Rules for natural gas power generation to participate in paid peak regulation

1.2 储能调峰支持政策

2016年6月7日，国家能源局下发的《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》是国家层面发布的第1个鼓励储能参与调峰的政策，探索电储能在电力系统运行中的调峰调频作用及商业化应用。2021 年3 月，发改委和能源局发布的《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》提出：公平无歧视引入电源侧、负荷侧、独立电储能等市场主体，落实储能、虚拟电厂参与市场机制。同年4 月，发改委和能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》提出：将发展新型储能作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重要举措。

在全国发布了调峰辅助服务规则的20 多个省中，陕西、新疆暂未纳入电储能参与调峰，河南允许电储能参与调峰辅助服务，但尚未制定具体的细则。其他地区都基本明确了储能参与辅助服务市场的身份，独立储能电站和联合储能电站形式均被允许参与调峰辅助服务，见表2。

表2 储能参与有偿调峰辅助服务规则Table 2 Rules for energy storage to participate in paid peak regulation

1.3 政策对比分析

燃气发电调峰和储能调峰相关政策对比见表3。

表3 调峰政策对比分析Table 3 Comparative analysis of peak regulation policies

（1）准入门槛

从准入门槛来看，天然气发电参与有偿调峰的门槛较统一，都要求单机容量在100 MW以上。储能参与有偿调峰的门槛各地不尽相同，多数地区要求储能装机在10 MW以上，充放电时长不低于2 h或4 h；浙江省要求参与调峰的储能调节容量不小于2.5 MW·h、调节功率不小于5 MW，持续响应时间不小于1 h；河北南网、山东省要求参与调峰的储能装机不低于2 MW、5 MW。

（2）参与方式

燃气发电参与调峰的方式较为单一，仅有发电侧一种形式。储能参与调峰的方式更灵活，可以在发电侧、电网侧、用户侧的任一节点，以第三方独立主体、共享、新能源配套、火储联合等多种形式参与。比如：广西、贵州、安徽、福建、河南、湖北、江西、山西、宁夏、华北、河北南网、浙江都明确提出了第三方或独立储能可参与调峰，青海是目前唯一提出以共享储能形式参与调峰的省份，河南、江苏两省明确提出了电网侧储能可参与调峰辅助服务。

（3）申报价格

燃气发电在深度调峰方面大多采用“阶梯式”报价，如东北、新疆分两档浮动报价，甘肃分五档浮动报价，山东分七档浮动报价，报价限额上限最高的省份为新疆，为1元/(kW·h)；在应急启停调峰方面，东北、新疆、甘肃按机组额定容量区间浮动报价，30万千瓦的机组报价范围为为60万～220万元/次。

储能在调峰申报价格方面，各省差别很大。福建、湖北、新疆、江西、广西、河北南网、贵州等几省当前的调峰辅助服务市场中没有明确储能参与调峰报价限额；山西、青海、湖南、甘肃、安徽、山东、贵州等省参与调峰申报价格在150～950元/(MW·h)之间。

（4）区域范围

出台燃气发电有偿调峰的省或地区较少，出台储能有偿调峰的省或地区较多，将近20个，山西、华北、河北、浙江单独针对储能等独立主体出台了相关政策。

受气价高、气源稳定性差、低热电比占用新能源发电空间的影响，天然气发电政策上更倾向于支持调峰而不是热电联产。同燃气发电调峰相比，储能参与有偿调峰的政策支持力度更大，覆盖区域更广，当前的政策和市场环境更支持和鼓励储能参与有偿调峰辅助服务。储能建设受地理位置、装机容量的限制较少，具有独立主体、共享、新能源配套、火储联合等多种建设模式，随着政策和市场规则的不断完善，将会有更多的竞争主体进入市场，储能在电力系统调峰方面的竞争力有望越来越突出。

2 天然气发电和储能调峰经济性对比分析

2.1 调峰需求计算

调峰平衡是指为满足电网日负荷变化和风电等可再生能源间歇性发电的需要，保证电网安全经济运行所进行的调峰容量安排和设备配置。调峰可分为上调峰和下调峰，即在日负荷尖峰时段电源出力要能够爬的上去，在日负荷低谷时段电源出力要能够降得下来。

式中，PG,max为系统最大发电负荷；PG,min为系统最小发电负荷；η为系统旋转备用率(热备用比例)；Ns为系统中发电厂的开机个数；Csj,G,max为第j个运行的发电厂最大出力；Csj,GN,min为第j个运行的发电厂最小技术出力。

不等号左侧为系统调峰需求，右侧是运行着的各类发电厂所具有的调峰能力。

系统低谷时段负荷与系统常规最小出力之差或系统最大出力与高峰时段负荷之差即为调峰裕度。当调峰裕度为正值时，则意味着常规调峰能力有一定余量；当调峰裕度为负值时，即意味着系统常规调峰能力不足。调峰裕度不足时，需要新增储能或燃气发电机组来满足调峰平衡。

由于新增燃气机组只能解决上调峰裕度不足的情形，为了便于对比分析，做如下假设：①系统上调峰能力不足，需通过增加储能或燃气电站来满足调峰需求；②选择锂离子电池、全钒液流电池两种电化学储能技术与燃气电站进行对比；③对比时，储能或燃气电站装机容量按1∶1考虑。

2.2 平准化电力成本(LCOE)

美国国家可再生能源实验室(NREL)于1995 年提出平准化电力成本(levelized cost of energy，LCOE)，是一种国际上通用的能源电力领域发电成本计算方法，LCOE定义如下[17]

式中，Cn为第n年的成本，包含项目的安装成本、融资成本、税、运行和维护成本、固定资产残值以及由于国家财政、税收政策所产生的其他费用；r为折现率；n、N为运行年份、项目寿命期；Qn为第n年的发电量。

不考虑融资成本和税费，对于燃气调峰电站和调峰电站来说，LCOE计算公式形式上一致

式中，C0为初始投资；VR为固定资产残值；r为折现率；Fn为对于燃气调峰电站来说第n年燃料成本，对于储能电站来说，为充电成本；On为第n年运维、检修成本；n、N为运行年份、项目寿命期；Qn为第n年的发电量；Cn为第n年循环放电次数；WN为额定装机容量，MW·h；ηave为储能平均充放电效率；γ为电池年平均衰减率。

2.3 天然气发电调峰电站成本构成

燃气轮机的单循环效率较低，燃气-蒸汽联合循环净发电效率可达50%以上，是燃气发电技术的最主要利用形式[18]。燃气-蒸汽联合循环机组主要分为两大类：一类是单轴机型，多用于大容量燃机；另一类是多轴机型，多轴机型经常被用于小容量燃机。

燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机和发电机是组成燃气蒸汽联合循环四大主要部分。随着燃气轮机技术的发展，国内外相继研制出了E、F、G、H级燃气轮机，E 级出力在150 MW 等级，F 级出力在250 MW等级，G级或H级燃机为新研制出的最新型燃机，单循环出力为300 MW等级。目前国内发电用燃机中，F级燃机应用最为广泛、技术最为成熟，G和H级目前受到越来越多的关注和应用。

2.3.1 初始投资成本

燃气电厂的初始投资主要包括：燃料供应系统、热力系统、水处理系统、供水系统、电气系统、环保投资等。当前，F、H级燃气-蒸汽联合循环机组单位投资成本在2000～3500元/kW。

2.3.2 运维检修成本

运营费用一般包括材料费、水费、人工费及外购动力费等用来维持设备正常运转而消耗的费用，以及为维持运营而产生的其他费用。

燃气电厂与燃机厂商之间还签有“长期维护协议”，在维护维修方面必须严格遵循检修周期。燃气轮机通常根据启停次数或等效运行时间小时数(equivalent operating hours，EOH)来确定检修周期，几种大型燃气轮机的检修周期见表4[19]。

表4 几种燃气轮机的检修周期对比Table 4 Comparison table of maintenance cycle of several gas turbines

实际估算燃机维护修理成本需要根据燃机型号，以及由预计年运行小时数、启停次数所决定的运行方式，确定燃机在整个寿命周期内小修、中修、大修的次数，从而计算出总的部件更换和修理费用，最后平摊到每一年支出的维护检修费用。

我国对燃机核心技术尚未完全掌握，整机检修维护、改造升级、部件更换等均依赖原国外厂商，费用高昂，一台F 级燃机检修维护成本每年需要2500万～3000万元。

2.3.3 燃料成本

燃料成本由发电气耗和天然气价格决定，燃料成本计算公式如下

式中，Fn为第n年发电用天然气成本；pgn为第n年单位天然气单价；cpg为度电耗气量，m3/(kW·h)；En为第n年发电量。

2.3.4 温室气体排放成本

《2019 年发电行业重点排放单位(含自备电厂、热电联产)二氧化碳排放配额分实施方案(试算版)》规定碳排放基准值为0.382 kg/(kW·h)。2011 年以来，中国已经在北京、上海、天津、重庆、湖北、广东、深圳、福建等8个省市开展了碳排放权交易试点。截止到2020 年年底，总交易金额104.51 亿，交易量4.45亿吨，平均价格大约是23.5元/t。

2.4 电池储能电站成本构成

2.4.1 初始投资成本

储能电站初始投资主要包括：设备购置费、安装工程费、建筑工程费、其他费用等。以磷酸铁锂储能为例，从近两年用户侧、新能源侧的项目招标情况来看，EPC 单位投资成本多数在150 万～200 万元/(MW·h)之间；电网侧储能电站成本偏高，以江苏、湖南投运的电网侧储能电站为例(表5)，设备购置费占初始总投资额的70%以上，工程单位投资成本在336.1万～377.5万元/(MW·h)之间。

表5 电网侧储能电站初始投资费用Table 5 Initial investment cost of grid-side energy storage power station

全钒液流电池大多在4 h以上，EPC成本分别在2000～3000元/(kW·h)之间。

2.4.2 运维检修成本

储能电站的运维主要包括：设备运行和监视、巡视检查、异常运行及故障处理、系统维护、设备维护等工作内容。根据江苏、湖南储能电站的运维服务招标情况来看，单位容量年运维费用在1.8万～4.3 万元/(MW·h)之间，年运维费用占总投资的0.5%～1%。数字化技术在运维检修方面的逐渐应用会增大运维投入，在分析中按2%考虑电化学储能年运维成本。

表6 储能电站运维服务费用Table 6 Operation and maintenance service cost of energy storage power station

全钒液流电池的运维成本要高于锂离子电池，约占总投资的2%～3%。

2.4.3 充电成本

不同场景下，储能的充电成本不同。与新能源配套建设的发电侧储能可利用所在电厂富余的电力进行充电，充电边际成本很低；用户侧储能的充电成本与用户的用电成本相同，一般为目录电价的谷电价格；电网侧储能(或独立储能)充电成本比较复杂，具体需要看储能的投资方和源网荷其他主体之间达成的具体协议。

3 算例分析

以某省燃气发电和电化学储能为例，计算基准情况下、不同假设条件下燃气发电调峰和储能调峰的成本和收益情况。

3.1 算例基准数据

根据国家发展改革委关于调整天然气基准门站价格的通知(发改价格〔2019〕562 号)，该省天然气基准门站价格为2.02元/m3(含9%增值税)。在下面的算例中，基准情况下，发电用天然气价格取2.1元/m3。

3.2 基准数据下的平准化电力成本

由表8 可知，对于4 h 的储能系统，装机容量相同，燃气机组年发电小时数、储能年放电小时数都为1200 h 的情况下，燃气发电的LCOE 为0.588元/(kW·h)，磷酸铁锂、全钒液流电池储能平准化电力成本分别为1.129元/(kW·h)、1.761元/(kW·h)(未考虑充电成本)，电化学储能的平准化电力成本远高于压燃气发电。

表7 基准数据Table 7 Benchmark data

表8 燃气发电机组和电化学储能成本构成Table 8 Cost composition of gas generator set and electrochemical energy storage

从成本构成上看：初始投资上，全钒液流电池最高，其次是磷酸铁锂电池，燃气发电机组成本最低；年发电1200 h 的情况下，燃气发电机组的燃料成本占总成本的30%以上。

3.3 关键因素变动下的平准化电力成本

按表9对关键因素取值，构建不同的组合，分析燃气发电和储能调峰平准化电力成本的变化。燃气发电调峰关键因素取燃料成本、发电小时数、碳排放成本3 项，储能调峰关键因素取设备投资成本、充电电价、年利用次数3项。

表9 燃气发电机组和电化学储能关键影响因素取值Table 9 Values of key influencing factors for gas generating sets and electrochemical energy storage

由图1、图2 可知，对天然气发电来说，增加发电小时数是降低平准化电力成本的最重要因素。超过1200 h后，发电小时数的增加，对平准化电力成本的影响逐渐减小。对天然气发电来说，燃料成本对平准化电力成本的影响比较线性，燃料成本增加1元/m3，平准化电力成本大约增加0.1元/(kW·h)。碳排放成本对平准化电力成本的影响随发电小时数的增加而增加，但在0～150元/t的碳价范围内，整体影响小于10%。

图1 不同发电小时数、不同燃气价格下，燃气发电平准化电力成本Fig.1 Levelized cost of energy of gas power generation under different power generation hours and different gas prices

图2 不同发电小时数、不同碳排放成本下，燃气发电平准化电力成本Fig.2 Levelized cost of energy of gas power generation under different power generation hours and different carbon emission costs

由图3、图4 可知，通过增加循环次数、降低单位容量成本，“十四五”末，磷酸铁锂电池和全钒液流电池平准化电力成本可从当前的1.129 元/(kW·h)、1.761 元/(kW·h)下降到0.376 元/(kW·h)、0.440元/(kW·h)。

图3 不同年利用次数、单位容量成本下，电化学储能平准化电力成本Fig.3 Levelized cost of energy of energy storageunder different annual utilization times and unit capacity cost

图4 不同年利用次数、充电成本下，电化学储能平准化电力成本Fig.4 Levelized cost of energy of energy storageunder different years of utilization and charging cost

充电成本对平准化电力成本的影响比较线性，对磷酸铁锂电池和全钒液流电池来说，充电成本增加0.1 元/(kW·h)，平准化电力成本大约增加0.11元/(kW·h)、0.13元/(kW·h)。

4 电化学储能“十四五”调峰前景分析

4.1 发展规模预测

根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)统计数据[16]，截至2020 年，电化学储能的累计装机规模为3269.2 MW，累计装机同比增长91.2%。在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为2902.4 MW。

根据CNESA 预测，到“十四五”末，保守场景下电化学储能的复合增长率会保持在57%左右，理想场景下会超过70%，即到2025 年的新型储能装机总量将分别达到35.5 GW 和55.8 GW，磷酸铁锂电池储能占据主流。

4.2 投资成本及寿命预测

预测到2025年，锂离子电池、液流电池投资成本都会有不同程度的下降(表10)：锂离子下降空间更大，为33%～50%，液流下降25%～30%。在寿命方面，磷酸铁锂电池由6000 次提升到10000～12000 次，寿命超过15 年；液流电池循环次数由15000次提升到20000次，寿命超过20年。

表10 “十四五”末2种电化学储能系统成本预测Table 10 Cost prediction of two electrochemical energy storage systems at end of 14th five year plan

4.3 电化学储能技术发展趋势

铅酸蓄电池技术工艺已经十分成熟，具有容量大、安全性好、成本低、可回收等特点。与钠硫电池、液流电池和锂离子电池等二次储能电池相比，铅碳超级电池具有成本较低、安全性较好和可再生回收率高等优势，是目前相对经济可行的电力储能技术之一。但随着锂离子电池成本的快速下降，2020 年之后，成本优势逐渐丧失，市场空间逐渐被压缩。

全钒液流电池和其他种类电池相比，具有寿命长、安全性高、可以大电流快速充放电、可深度充放电、响应速度快、无污染、电解液可以回收并循环使用、设计更灵活等优点。液流电池作为大容量储能应用技术，相关产业正在由示范应用向商业化迈进，但其商业化进程较为缓慢，主要应用在可再生能源并网和用户侧，预计2025年后，在大于4 h储能场景中得到大规模应用。

磷酸铁锂电池具有安全性高、成本低、循环寿命长、稳定性高等优点，目前是在电力系统储能中应用，预计2025 年在大部分地区实现光储平价，在低于4 h 场景中处于主流地位；三元电池向固态锂电池发展，固态电池目前仍处在成熟技术到产业化的过渡阶段，初步预计到2025 年，固态电池技术将实现商业化。

4.4 调峰前景分析

“十四五”期间，除非燃气轮机国产化取得重大突破，否则燃机初始投资、运维检修成本下降的空间不大；尽管“十四五”期间天然气供应宽松将是大概率事件，但用于发电的天然气价格下降空间有限。缺乏燃机核心技术、整机运维检修费用高、燃料成本高等因素使得燃气发电调峰成本很难有较大幅度下降。以磷酸铁锂为例，在保证年循环600次的情形下，当前及2025年磷酸铁锂电池平准化电力成本可降低到0.564 元/(kW·h)、0.319 元/(kW·h)，分别低于1200、4200 运行小时数的燃气发电平准化电力成本，即当前及2025 年2 h、7 h 以内的电池储能调峰更具经济性，燃气发电调峰将面临电化学储能越来越激烈的竞争。

对于磷酸铁锂电池储能，年循环600 次以上、寿命10 年以上、单位容量成本1.6 元/(kW·h)以下、不考虑充电成本的情况下，平准化电力成本才能降到0.6元以下。从储能参与调峰辅助服务政策可知，部分省份政策上缺乏可操作性，大部分省份补偿标准不超过0.6元/(kW·h)，当前调峰场景很难达到年循环600次以上。因此，储能单靠调峰补偿不能收回成本，未来保障调度小时数、降低初始投资、拓展租金等其他收入来源，是促进电化学储能发展的关键因素。