朱 寰，劉國靜，張 興，岳 芬，俞振華

（1國網(wǎng)江蘇省電力有限公司；2國網(wǎng)江蘇省電力有限公司經(jīng)濟技術研究院，江蘇南京 210008；3中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟，北京 100190）

2020年，習近平主席在第七十五屆聯(lián)合國大會一般性辯論上宣布：中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和[1]。在氣候雄心峰會上進一步宣布：到2030 年，非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12 億千瓦以上。為實現(xiàn)“碳達峰、碳中和”目標，中央財經(jīng)委員會第九次會議提出構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，意味著風電和光伏將成為未來電力系統(tǒng)的主體，目前占主導地位的煤電將成為輔助性電源。

根據(jù)國家能源局統(tǒng)計，截至2020 年底，我國風光裝機合計達5.34 億千瓦，距離12 億千瓦還有近7億千瓦的空缺，每年還要安裝至少7000萬千瓦以上才能滿足需要。但是，這是一個最低要求，要實現(xiàn)2030 年非化石能源占比25%，所需的風光裝機容量可能遠遠超過這一目標，一般估計今后10年需要每年新增1億千瓦以上。新能源發(fā)電具有隨機性、間歇性、波動性等特性，隨著可再生能源裝機容量的大幅提升，調峰問題將日益突出，未來需要有足夠容量的、靈活啟停的靈活性資源來進行調節(jié)。燃氣電站和電化學儲能由于可調范圍大、響應速度快，未來有望成為重要的調峰手段。

當前，針對燃氣發(fā)電調峰的經(jīng)濟性方面，已開展了一些相關研究。文獻[2]提出地區(qū)電網(wǎng)燃氣電站推薦裝機容量并進行經(jīng)濟性分析，指出大力發(fā)展燃氣電站需要考慮電價疏導問題；文獻[3]對燃氣輪機的調峰特性及其經(jīng)濟成本進行了建模研究，量化了調峰對發(fā)電成本、機組效率和壽命的影響；文獻[4]分析了中國現(xiàn)有燃氣機組的調峰能力，提出了其參與系統(tǒng)調峰控制的全過程調峰成本；文獻[5]在燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)變工況特性研究的基礎上，研究熱電聯(lián)供機組的調峰深度及經(jīng)濟性；文獻[6]認為我國氣電燃料成本相對較高、環(huán)保價值及調峰價值沒有得到有效補償，提出制定反映氣電環(huán)保價值和調峰價值的電價和調度機制。

近兩年，開展了一些針對儲能參與電網(wǎng)調峰的經(jīng)濟性的研究。文獻[7]針對某區(qū)域電網(wǎng)典型日負荷曲線，全面分析了不同類型儲電調峰對電力市場經(jīng)濟性的影響；文獻[8]在全壽命周期理論的基礎之上，建立了儲能系統(tǒng)的成本模型，并提出了一種適用于電池儲能系統(tǒng)的平準化成本評估模型；文獻[9]提出了儲能參與調峰的成本效益分析模型，測算了抽水蓄能、壓縮空氣、鋰離子電池等多種類型儲能的經(jīng)濟性。

當前，針對燃氣發(fā)電和儲能調峰的政策及規(guī)則研究較少，基本上也沒有開展儲能與燃氣發(fā)電調峰經(jīng)濟性對比的研究。本文通過系統(tǒng)分析和對比燃氣發(fā)電調峰、電池儲能調峰的相關政策及經(jīng)濟性，探討二者參與調峰的前景及制約因素，為推動燃氣發(fā)電和儲能參與市場化調峰提供參考及建議。

1 天然氣發(fā)電和儲能調峰政策對比分析

1.1 天然氣發(fā)電調峰支持政策

早在2007年，國家發(fā)展和改革委員會(簡稱國家發(fā)改委)制定并發(fā)布了《天然氣利用政策》[10]，該政策將天然氣利用分為優(yōu)先類、允許類、限制類和禁止類，鼓勵分布式熱電聯(lián)產(chǎn)、熱電冷聯(lián)產(chǎn)，允許重要用電負荷中心且天然氣供應充足的地區(qū)建設利用天然氣調峰發(fā)電項目。2012 年，國家發(fā)改委對《天然氣利用政策》[11]進行了修訂，放寬了天然氣發(fā)電政策，天然氣發(fā)電項目被納入允許類。

2016 年，國家發(fā)改委和能源局發(fā)布的《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》(2016—2020年)[12]提出：有序發(fā)展天然氣發(fā)電，適度建設高參數(shù)燃氣蒸汽循環(huán)熱電聯(lián)產(chǎn)項目，推進天然氣調峰電站建設；大力推進分布式氣電建設，重點發(fā)展熱電冷多聯(lián)供。2017 年，國家發(fā)改委印發(fā)的《加快推進天然氣利用的意見》(發(fā)改能源〔2017〕1217號)[13]提出：實施天然氣發(fā)電工程，大力發(fā)展天然氣分布式能源，鼓勵發(fā)展天然氣調峰電站，有序發(fā)展天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)。而在2018年7月，國務院公開發(fā)布的《打贏藍天保衛(wèi)戰(zhàn)三年行動計劃》[14]則提出：有序發(fā)展天然氣調峰電站等可中斷用戶，原則上不再新建天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)，這是首次提出限制發(fā)展天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)。

截止到2020年底，全國有20多個省制定出臺了調峰輔助服務市場規(guī)則，東北、江蘇、湖北、湖南、山東、甘肅、陜西、新疆等8地區(qū)允許燃氣發(fā)電參與有償調峰輔助服務，相關輔助服務規(guī)則見表1。廣西、貴州、安徽、福建、河南、江西、寧夏、青海等省的輔助服務規(guī)則尚未允許燃氣發(fā)電機組提供有償調峰輔助服務。深度調峰、啟停調峰是基本品種，除了江蘇、湖北不參與深度調峰交易外，其他省份基本上都包含這兩類，值得注意的是江蘇燃氣機組只參與啟機調峰。

表1 天然氣發(fā)電參與有償調峰輔助服務規(guī)則Table 1 Rules for natural gas power generation to participate in paid peak regulation

1.2 儲能調峰支持政策

2016年6月7日，國家能源局下發(fā)的《關于促進電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》是國家層面發(fā)布的第1個鼓勵儲能參與調峰的政策，探索電儲能在電力系統(tǒng)運行中的調峰調頻作用及商業(yè)化應用。2021 年3 月，發(fā)改委和能源局發(fā)布的《關于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導意見》提出：公平無歧視引入電源側、負荷側、獨立電儲能等市場主體，落實儲能、虛擬電廠參與市場機制。同年4 月，發(fā)改委和能源局發(fā)布的《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見(征求意見稿)》提出：將發(fā)展新型儲能作為提升能源電力系統(tǒng)調節(jié)能力、綜合效率和安全保障能力，支撐新型電力系統(tǒng)建設的重要舉措。

在全國發(fā)布了調峰輔助服務規(guī)則的20 多個省中，陜西、新疆暫未納入電儲能參與調峰，河南允許電儲能參與調峰輔助服務，但尚未制定具體的細則。其他地區(qū)都基本明確了儲能參與輔助服務市場的身份，獨立儲能電站和聯(lián)合儲能電站形式均被允許參與調峰輔助服務，見表2。

表2 儲能參與有償調峰輔助服務規(guī)則Table 2 Rules for energy storage to participate in paid peak regulation

1.3 政策對比分析

燃氣發(fā)電調峰和儲能調峰相關政策對比見表3。

表3 調峰政策對比分析Table 3 Comparative analysis of peak regulation policies

（1）準入門檻

從準入門檻來看，天然氣發(fā)電參與有償調峰的門檻較統(tǒng)一，都要求單機容量在100 MW以上。儲能參與有償調峰的門檻各地不盡相同，多數(shù)地區(qū)要求儲能裝機在10 MW以上，充放電時長不低于2 h或4 h；浙江省要求參與調峰的儲能調節(jié)容量不小于2.5 MW·h、調節(jié)功率不小于5 MW，持續(xù)響應時間不小于1 h；河北南網(wǎng)、山東省要求參與調峰的儲能裝機不低于2 MW、5 MW。

（2）參與方式

燃氣發(fā)電參與調峰的方式較為單一，僅有發(fā)電側一種形式。儲能參與調峰的方式更靈活，可以在發(fā)電側、電網(wǎng)側、用戶側的任一節(jié)點，以第三方獨立主體、共享、新能源配套、火儲聯(lián)合等多種形式參與。比如：廣西、貴州、安徽、福建、河南、湖北、江西、山西、寧夏、華北、河北南網(wǎng)、浙江都明確提出了第三方或獨立儲能可參與調峰，青海是目前唯一提出以共享儲能形式參與調峰的省份，河南、江蘇兩省明確提出了電網(wǎng)側儲能可參與調峰輔助服務。

（3）申報價格

燃氣發(fā)電在深度調峰方面大多采用“階梯式”報價，如東北、新疆分兩檔浮動報價，甘肅分五檔浮動報價，山東分七檔浮動報價，報價限額上限最高的省份為新疆，為1元/(kW·h)；在應急啟停調峰方面，東北、新疆、甘肅按機組額定容量區(qū)間浮動報價，30萬千瓦的機組報價范圍為為60萬～220萬元/次。

儲能在調峰申報價格方面，各省差別很大。福建、湖北、新疆、江西、廣西、河北南網(wǎng)、貴州等幾省當前的調峰輔助服務市場中沒有明確儲能參與調峰報價限額；山西、青海、湖南、甘肅、安徽、山東、貴州等省參與調峰申報價格在150～950元/(MW·h)之間。

（4）區(qū)域范圍

出臺燃氣發(fā)電有償調峰的省或地區(qū)較少，出臺儲能有償調峰的省或地區(qū)較多，將近20個，山西、華北、河北、浙江單獨針對儲能等獨立主體出臺了相關政策。

受氣價高、氣源穩(wěn)定性差、低熱電比占用新能源發(fā)電空間的影響，天然氣發(fā)電政策上更傾向于支持調峰而不是熱電聯(lián)產(chǎn)。同燃氣發(fā)電調峰相比，儲能參與有償調峰的政策支持力度更大，覆蓋區(qū)域更廣，當前的政策和市場環(huán)境更支持和鼓勵儲能參與有償調峰輔助服務。儲能建設受地理位置、裝機容量的限制較少，具有獨立主體、共享、新能源配套、火儲聯(lián)合等多種建設模式，隨著政策和市場規(guī)則的不斷完善，將會有更多的競爭主體進入市場，儲能在電力系統(tǒng)調峰方面的競爭力有望越來越突出。

2 天然氣發(fā)電和儲能調峰經(jīng)濟性對比分析

2.1 調峰需求計算

調峰平衡是指為滿足電網(wǎng)日負荷變化和風電等可再生能源間歇性發(fā)電的需要，保證電網(wǎng)安全經(jīng)濟運行所進行的調峰容量安排和設備配置。調峰可分為上調峰和下調峰，即在日負荷尖峰時段電源出力要能夠爬的上去，在日負荷低谷時段電源出力要能夠降得下來。

式中，PG,max為系統(tǒng)最大發(fā)電負荷；PG,min為系統(tǒng)最小發(fā)電負荷；η為系統(tǒng)旋轉備用率(熱備用比例)；Ns為系統(tǒng)中發(fā)電廠的開機個數(shù)；Csj,G,max為第j個運行的發(fā)電廠最大出力；Csj,GN,min為第j個運行的發(fā)電廠最小技術出力。

不等號左側為系統(tǒng)調峰需求，右側是運行著的各類發(fā)電廠所具有的調峰能力。

系統(tǒng)低谷時段負荷與系統(tǒng)常規(guī)最小出力之差或系統(tǒng)最大出力與高峰時段負荷之差即為調峰裕度。當調峰裕度為正值時，則意味著常規(guī)調峰能力有一定余量；當調峰裕度為負值時，即意味著系統(tǒng)常規(guī)調峰能力不足。調峰裕度不足時，需要新增儲能或燃氣發(fā)電機組來滿足調峰平衡。

由于新增燃氣機組只能解決上調峰裕度不足的情形，為了便于對比分析，做如下假設：①系統(tǒng)上調峰能力不足，需通過增加儲能或燃氣電站來滿足調峰需求；②選擇鋰離子電池、全釩液流電池兩種電化學儲能技術與燃氣電站進行對比；③對比時，儲能或燃氣電站裝機容量按1∶1考慮。

2.2 平準化電力成本(LCOE)

美國國家可再生能源實驗室(NREL)于1995 年提出平準化電力成本(levelized cost of energy，LCOE)，是一種國際上通用的能源電力領域發(fā)電成本計算方法，LCOE定義如下[17]

式中，Cn為第n年的成本，包含項目的安裝成本、融資成本、稅、運行和維護成本、固定資產(chǎn)殘值以及由于國家財政、稅收政策所產(chǎn)生的其他費用；r為折現(xiàn)率；n、N為運行年份、項目壽命期；Qn為第n年的發(fā)電量。

不考慮融資成本和稅費，對于燃氣調峰電站和調峰電站來說，LCOE計算公式形式上一致

式中，C0為初始投資；VR為固定資產(chǎn)殘值；r為折現(xiàn)率；Fn為對于燃氣調峰電站來說第n年燃料成本，對于儲能電站來說，為充電成本；On為第n年運維、檢修成本；n、N為運行年份、項目壽命期；Qn為第n年的發(fā)電量；Cn為第n年循環(huán)放電次數(shù)；WN為額定裝機容量，MW·h；ηave為儲能平均充放電效率；γ為電池年平均衰減率。

2.3 天然氣發(fā)電調峰電站成本構成

燃氣輪機的單循環(huán)效率較低，燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)凈發(fā)電效率可達50%以上，是燃氣發(fā)電技術的最主要利用形式[18]。燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組主要分為兩大類：一類是單軸機型，多用于大容量燃機；另一類是多軸機型，多軸機型經(jīng)常被用于小容量燃機。

燃氣輪機、余熱鍋爐、蒸汽輪機和發(fā)電機是組成燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)四大主要部分。隨著燃氣輪機技術的發(fā)展，國內外相繼研制出了E、F、G、H級燃氣輪機，E 級出力在150 MW 等級，F(xiàn) 級出力在250 MW等級，G級或H級燃機為新研制出的最新型燃機，單循環(huán)出力為300 MW等級。目前國內發(fā)電用燃機中，F(xiàn)級燃機應用最為廣泛、技術最為成熟，G和H級目前受到越來越多的關注和應用。

2.3.1 初始投資成本

燃氣電廠的初始投資主要包括：燃料供應系統(tǒng)、熱力系統(tǒng)、水處理系統(tǒng)、供水系統(tǒng)、電氣系統(tǒng)、環(huán)保投資等。當前，F(xiàn)、H級燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組單位投資成本在2000～3500元/kW。

2.3.2 運維檢修成本

運營費用一般包括材料費、水費、人工費及外購動力費等用來維持設備正常運轉而消耗的費用，以及為維持運營而產(chǎn)生的其他費用。

燃氣電廠與燃機廠商之間還簽有“長期維護協(xié)議”，在維護維修方面必須嚴格遵循檢修周期。燃氣輪機通常根據(jù)啟停次數(shù)或等效運行時間小時數(shù)(equivalent operating hours，EOH)來確定檢修周期，幾種大型燃氣輪機的檢修周期見表4[19]。

表4 幾種燃氣輪機的檢修周期對比Table 4 Comparison table of maintenance cycle of several gas turbines

實際估算燃機維護修理成本需要根據(jù)燃機型號，以及由預計年運行小時數(shù)、啟停次數(shù)所決定的運行方式，確定燃機在整個壽命周期內小修、中修、大修的次數(shù)，從而計算出總的部件更換和修理費用，最后平攤到每一年支出的維護檢修費用。

我國對燃機核心技術尚未完全掌握，整機檢修維護、改造升級、部件更換等均依賴原國外廠商，費用高昂，一臺F 級燃機檢修維護成本每年需要2500萬～3000萬元。

2.3.3 燃料成本

燃料成本由發(fā)電氣耗和天然氣價格決定，燃料成本計算公式如下

式中，F(xiàn)n為第n年發(fā)電用天然氣成本；pgn為第n年單位天然氣單價；cpg為度電耗氣量，m3/(kW·h)；En為第n年發(fā)電量。

2.3.4 溫室氣體排放成本

《2019 年發(fā)電行業(yè)重點排放單位(含自備電廠、熱電聯(lián)產(chǎn))二氧化碳排放配額分實施方案(試算版)》規(guī)定碳排放基準值為0.382 kg/(kW·h)。2011 年以來，中國已經(jīng)在北京、上海、天津、重慶、湖北、廣東、深圳、福建等8個省市開展了碳排放權交易試點。截止到2020 年年底，總交易金額104.51 億，交易量4.45億噸，平均價格大約是23.5元/t。

2.4 電池儲能電站成本構成

2.4.1 初始投資成本

儲能電站初始投資主要包括：設備購置費、安裝工程費、建筑工程費、其他費用等。以磷酸鐵鋰儲能為例，從近兩年用戶側、新能源側的項目招標情況來看，EPC 單位投資成本多數(shù)在150 萬～200 萬元/(MW·h)之間；電網(wǎng)側儲能電站成本偏高，以江蘇、湖南投運的電網(wǎng)側儲能電站為例(表5)，設備購置費占初始總投資額的70%以上，工程單位投資成本在336.1萬～377.5萬元/(MW·h)之間。

表5 電網(wǎng)側儲能電站初始投資費用Table 5 Initial investment cost of grid-side energy storage power station

全釩液流電池大多在4 h以上，EPC成本分別在2000～3000元/(kW·h)之間。

2.4.2 運維檢修成本

儲能電站的運維主要包括：設備運行和監(jiān)視、巡視檢查、異常運行及故障處理、系統(tǒng)維護、設備維護等工作內容。根據(jù)江蘇、湖南儲能電站的運維服務招標情況來看，單位容量年運維費用在1.8萬～4.3 萬元/(MW·h)之間，年運維費用占總投資的0.5%～1%。數(shù)字化技術在運維檢修方面的逐漸應用會增大運維投入，在分析中按2%考慮電化學儲能年運維成本。

表6 儲能電站運維服務費用Table 6 Operation and maintenance service cost of energy storage power station

全釩液流電池的運維成本要高于鋰離子電池，約占總投資的2%～3%。

2.4.3 充電成本

不同場景下，儲能的充電成本不同。與新能源配套建設的發(fā)電側儲能可利用所在電廠富余的電力進行充電，充電邊際成本很低；用戶側儲能的充電成本與用戶的用電成本相同，一般為目錄電價的谷電價格；電網(wǎng)側儲能(或獨立儲能)充電成本比較復雜，具體需要看儲能的投資方和源網(wǎng)荷其他主體之間達成的具體協(xié)議。

3 算例分析

以某省燃氣發(fā)電和電化學儲能為例，計算基準情況下、不同假設條件下燃氣發(fā)電調峰和儲能調峰的成本和收益情況。

3.1 算例基準數(shù)據(jù)

根據(jù)國家發(fā)展改革委關于調整天然氣基準門站價格的通知(發(fā)改價格〔2019〕562 號)，該省天然氣基準門站價格為2.02元/m3(含9%增值稅)。在下面的算例中，基準情況下，發(fā)電用天然氣價格取2.1元/m3。

3.2 基準數(shù)據(jù)下的平準化電力成本

由表8 可知，對于4 h 的儲能系統(tǒng)，裝機容量相同，燃氣機組年發(fā)電小時數(shù)、儲能年放電小時數(shù)都為1200 h 的情況下，燃氣發(fā)電的LCOE 為0.588元/(kW·h)，磷酸鐵鋰、全釩液流電池儲能平準化電力成本分別為1.129元/(kW·h)、1.761元/(kW·h)(未考慮充電成本)，電化學儲能的平準化電力成本遠高于壓燃氣發(fā)電。

表7 基準數(shù)據(jù)Table 7 Benchmark data

表8 燃氣發(fā)電機組和電化學儲能成本構成Table 8 Cost composition of gas generator set and electrochemical energy storage

從成本構成上看：初始投資上，全釩液流電池最高，其次是磷酸鐵鋰電池，燃氣發(fā)電機組成本最低；年發(fā)電1200 h 的情況下，燃氣發(fā)電機組的燃料成本占總成本的30%以上。

3.3 關鍵因素變動下的平準化電力成本

按表9對關鍵因素取值，構建不同的組合，分析燃氣發(fā)電和儲能調峰平準化電力成本的變化。燃氣發(fā)電調峰關鍵因素取燃料成本、發(fā)電小時數(shù)、碳排放成本3 項，儲能調峰關鍵因素取設備投資成本、充電電價、年利用次數(shù)3項。

表9 燃氣發(fā)電機組和電化學儲能關鍵影響因素取值Table 9 Values of key influencing factors for gas generating sets and electrochemical energy storage

由圖1、圖2 可知，對天然氣發(fā)電來說，增加發(fā)電小時數(shù)是降低平準化電力成本的最重要因素。超過1200 h后，發(fā)電小時數(shù)的增加，對平準化電力成本的影響逐漸減小。對天然氣發(fā)電來說，燃料成本對平準化電力成本的影響比較線性，燃料成本增加1元/m3，平準化電力成本大約增加0.1元/(kW·h)。碳排放成本對平準化電力成本的影響隨發(fā)電小時數(shù)的增加而增加，但在0～150元/t的碳價范圍內，整體影響小于10%。

圖1 不同發(fā)電小時數(shù)、不同燃氣價格下，燃氣發(fā)電平準化電力成本Fig.1 Levelized cost of energy of gas power generation under different power generation hours and different gas prices

圖2 不同發(fā)電小時數(shù)、不同碳排放成本下，燃氣發(fā)電平準化電力成本Fig.2 Levelized cost of energy of gas power generation under different power generation hours and different carbon emission costs

由圖3、圖4 可知，通過增加循環(huán)次數(shù)、降低單位容量成本，“十四五”末，磷酸鐵鋰電池和全釩液流電池平準化電力成本可從當前的1.129 元/(kW·h)、1.761 元/(kW·h)下降到0.376 元/(kW·h)、0.440元/(kW·h)。

圖3 不同年利用次數(shù)、單位容量成本下，電化學儲能平準化電力成本Fig.3 Levelized cost of energy of energy storageunder different annual utilization times and unit capacity cost

圖4 不同年利用次數(shù)、充電成本下，電化學儲能平準化電力成本Fig.4 Levelized cost of energy of energy storageunder different years of utilization and charging cost

充電成本對平準化電力成本的影響比較線性，對磷酸鐵鋰電池和全釩液流電池來說，充電成本增加0.1 元/(kW·h)，平準化電力成本大約增加0.11元/(kW·h)、0.13元/(kW·h)。

4 電化學儲能“十四五”調峰前景分析

4.1 發(fā)展規(guī)模預測

根據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟(CNESA)統(tǒng)計數(shù)據(jù)[16]，截至2020 年，電化學儲能的累計裝機規(guī)模為3269.2 MW，累計裝機同比增長91.2%。在各類電化學儲能技術中，鋰離子電池的累計裝機規(guī)模最大，為2902.4 MW。

根據(jù)CNESA 預測，到“十四五”末，保守場景下電化學儲能的復合增長率會保持在57%左右，理想場景下會超過70%，即到2025 年的新型儲能裝機總量將分別達到35.5 GW 和55.8 GW，磷酸鐵鋰電池儲能占據(jù)主流。

4.2 投資成本及壽命預測

預測到2025年，鋰離子電池、液流電池投資成本都會有不同程度的下降(表10)：鋰離子下降空間更大，為33%～50%，液流下降25%～30%。在壽命方面，磷酸鐵鋰電池由6000 次提升到10000～12000 次，壽命超過15 年；液流電池循環(huán)次數(shù)由15000次提升到20000次，壽命超過20年。

表10 “十四五”末2種電化學儲能系統(tǒng)成本預測Table 10 Cost prediction of two electrochemical energy storage systems at end of 14th five year plan

4.3 電化學儲能技術發(fā)展趨勢

鉛酸蓄電池技術工藝已經(jīng)十分成熟，具有容量大、安全性好、成本低、可回收等特點。與鈉硫電池、液流電池和鋰離子電池等二次儲能電池相比，鉛碳超級電池具有成本較低、安全性較好和可再生回收率高等優(yōu)勢，是目前相對經(jīng)濟可行的電力儲能技術之一。但隨著鋰離子電池成本的快速下降，2020 年之后，成本優(yōu)勢逐漸喪失，市場空間逐漸被壓縮。

全釩液流電池和其他種類電池相比，具有壽命長、安全性高、可以大電流快速充放電、可深度充放電、響應速度快、無污染、電解液可以回收并循環(huán)使用、設計更靈活等優(yōu)點。液流電池作為大容量儲能應用技術，相關產(chǎn)業(yè)正在由示范應用向商業(yè)化邁進，但其商業(yè)化進程較為緩慢，主要應用在可再生能源并網(wǎng)和用戶側，預計2025年后，在大于4 h儲能場景中得到大規(guī)模應用。

磷酸鐵鋰電池具有安全性高、成本低、循環(huán)壽命長、穩(wěn)定性高等優(yōu)點，目前是在電力系統(tǒng)儲能中應用，預計2025 年在大部分地區(qū)實現(xiàn)光儲平價，在低于4 h 場景中處于主流地位；三元電池向固態(tài)鋰電池發(fā)展，固態(tài)電池目前仍處在成熟技術到產(chǎn)業(yè)化的過渡階段，初步預計到2025 年，固態(tài)電池技術將實現(xiàn)商業(yè)化。

4.4 調峰前景分析

“十四五”期間，除非燃氣輪機國產(chǎn)化取得重大突破，否則燃機初始投資、運維檢修成本下降的空間不大；盡管“十四五”期間天然氣供應寬松將是大概率事件，但用于發(fā)電的天然氣價格下降空間有限。缺乏燃機核心技術、整機運維檢修費用高、燃料成本高等因素使得燃氣發(fā)電調峰成本很難有較大幅度下降。以磷酸鐵鋰為例，在保證年循環(huán)600次的情形下，當前及2025年磷酸鐵鋰電池平準化電力成本可降低到0.564 元/(kW·h)、0.319 元/(kW·h)，分別低于1200、4200 運行小時數(shù)的燃氣發(fā)電平準化電力成本，即當前及2025 年2 h、7 h 以內的電池儲能調峰更具經(jīng)濟性，燃氣發(fā)電調峰將面臨電化學儲能越來越激烈的競爭。

對于磷酸鐵鋰電池儲能，年循環(huán)600 次以上、壽命10 年以上、單位容量成本1.6 元/(kW·h)以下、不考慮充電成本的情況下，平準化電力成本才能降到0.6元以下。從儲能參與調峰輔助服務政策可知，部分省份政策上缺乏可操作性，大部分省份補償標準不超過0.6元/(kW·h)，當前調峰場景很難達到年循環(huán)600次以上。因此，儲能單靠調峰補償不能收回成本，未來保障調度小時數(shù)、降低初始投資、拓展租金等其他收入來源，是促進電化學儲能發(fā)展的關鍵因素。

5 結論

對比了燃氣發(fā)電、電儲能在調峰方面的政策，分析了其成本構成并計算了基準數(shù)據(jù)下的平準化電力成本，以及在不同關鍵因素影響下的變化趨勢，對二者未來參與調峰的前景進行了展望。相關結論如下。

（1）隨著新能源逐漸成為主力電源，調峰問題將日益突出，燃氣電站和電化學儲能具有可調范圍大、響應速度快等優(yōu)勢。當前大部分省份和地區(qū)也規(guī)定了二者參與調峰的規(guī)則、補償標準，未來有望成為重要的調峰資源。

（2）從電化學儲能技術發(fā)展趨勢看，磷酸鐵鋰電池、全釩液流電池在調峰方面具有更大潛力。當前，全釩液流電池儲能平準化電力成本顯著高于磷酸鐵鋰電池，但到2025 年該成本差距有望由當前的56%縮小到17%。

（3）若能實現(xiàn)年循環(huán)600次以上充放電，當前2 h 時長的磷酸鐵鋰電池儲能調峰的平準化電力成本已低于燃氣發(fā)電。預計到2025年，7 h以內的磷酸鐵鋰電池儲能的平準化電力成本將低于燃氣發(fā)電。

（4）對天然氣發(fā)電和儲能來說，增加發(fā)電小時數(shù)是降低平準化電力成本的最重要因素，但超過1200 小時后，發(fā)電小時數(shù)的增加，對平準化電力成本的影響逐漸減小。

（5）燃料成本、儲能充電成本線性影響調峰的平準化電力成本，燃料成本增加1元/m3、磷酸鐵鋰電儲能充電成本增加0.1元/(kW·h)，平準化電力成本大約增加0.1元/(kW·h)。

（6）儲能單靠調峰補償不能收回成本，未來保障調度小時數(shù)、降低初始投資、拓展租金等其他收入來源，是促進電化學儲能發(fā)展的關鍵因素。