朱 寰，劉國(guó)靜，張 興，岳 芬，俞振華

（1國(guó)網(wǎng)江蘇省電力有限公司；2國(guó)網(wǎng)江蘇省電力有限公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，江蘇南京 210008；3中關(guān)村儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟，北京 100190）

2020年，習(xí)近平主席在第七十五屆聯(lián)合國(guó)大會(huì)一般性辯論上宣布：中國(guó)將提高國(guó)家自主貢獻(xiàn)力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭(zhēng)于2030年前達(dá)到峰值，努力爭(zhēng)取2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和[1]。在氣候雄心峰會(huì)上進(jìn)一步宣布：到2030 年，非化石能源占一次能源消費(fèi)比重將達(dá)到25%左右，風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電總裝機(jī)容量將達(dá)到12 億千瓦以上。為實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo)，中央財(cái)經(jīng)委員會(huì)第九次會(huì)議提出構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，意味著風(fēng)電和光伏將成為未來(lái)電力系統(tǒng)的主體，目前占主導(dǎo)地位的煤電將成為輔助性電源。

根據(jù)國(guó)家能源局統(tǒng)計(jì)，截至2020 年底，我國(guó)風(fēng)光裝機(jī)合計(jì)達(dá)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(wàn)千瓦以上才能滿足需要。但是，這是一個(gè)最低要求，要實(shí)現(xiàn)2030 年非化石能源占比25%，所需的風(fēng)光裝機(jī)容量可能遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過(guò)這一目標(biāo)，一般估計(jì)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(jī)性、間歇性、波動(dòng)性等特性，隨著可再生能源裝機(jī)容量的大幅提升，調(diào)峰問(wèn)題將日益突出，未來(lái)需要有足夠容量的、靈活啟停的靈活性資源來(lái)進(jìn)行調(diào)節(jié)。燃?xì)怆娬竞碗娀瘜W(xué)儲(chǔ)能由于可調(diào)范圍大、響應(yīng)速度快，未來(lái)有望成為重要的調(diào)峰手段。

當(dāng)前，針對(duì)燃?xì)獍l(fā)電調(diào)峰的經(jīng)濟(jì)性方面，已開(kāi)展了一些相關(guān)研究。文獻(xiàn)[2]提出地區(qū)電網(wǎng)燃?xì)怆娬就扑]裝機(jī)容量并進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析，指出大力發(fā)展燃?xì)怆娬拘枰紤]電價(jià)疏導(dǎo)問(wèn)題；文獻(xiàn)[3]對(duì)燃?xì)廨啓C(jī)的調(diào)峰特性及其經(jīng)濟(jì)成本進(jìn)行了建模研究，量化了調(diào)峰對(duì)發(fā)電成本、機(jī)組效率和壽命的影響；文獻(xiàn)[4]分析了中國(guó)現(xiàn)有燃?xì)鈾C(jī)組的調(diào)峰能力，提出了其參與系統(tǒng)調(diào)峰控制的全過(guò)程調(diào)峰成本；文獻(xiàn)[5]在燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)變工況特性研究的基礎(chǔ)上，研究熱電聯(lián)供機(jī)組的調(diào)峰深度及經(jīng)濟(jì)性；文獻(xiàn)[6]認(rèn)為我國(guó)氣電燃料成本相對(duì)較高、環(huán)保價(jià)值及調(diào)峰價(jià)值沒(méi)有得到有效補(bǔ)償，提出制定反映氣電環(huán)保價(jià)值和調(diào)峰價(jià)值的電價(jià)和調(diào)度機(jī)制。

近兩年，開(kāi)展了一些針對(duì)儲(chǔ)能參與電網(wǎng)調(diào)峰的經(jīng)濟(jì)性的研究。文獻(xiàn)[7]針對(duì)某區(qū)域電網(wǎng)典型日負(fù)荷曲線，全面分析了不同類型儲(chǔ)電調(diào)峰對(duì)電力市場(chǎng)經(jīng)濟(jì)性的影響；文獻(xiàn)[8]在全壽命周期理論的基礎(chǔ)之上，建立了儲(chǔ)能系統(tǒng)的成本模型，并提出了一種適用于電池儲(chǔ)能系統(tǒng)的平準(zhǔn)化成本評(píng)估模型；文獻(xiàn)[9]提出了儲(chǔ)能參與調(diào)峰的成本效益分析模型，測(cè)算了抽水蓄能、壓縮空氣、鋰離子電池等多種類型儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性。

當(dāng)前，針對(duì)燃?xì)獍l(fā)電和儲(chǔ)能調(diào)峰的政策及規(guī)則研究較少，基本上也沒(méi)有開(kāi)展儲(chǔ)能與燃?xì)獍l(fā)電調(diào)峰經(jīng)濟(jì)性對(duì)比的研究。本文通過(guò)系統(tǒng)分析和對(duì)比燃?xì)獍l(fā)電調(diào)峰、電池儲(chǔ)能調(diào)峰的相關(guān)政策及經(jīng)濟(jì)性，探討二者參與調(diào)峰的前景及制約因素，為推動(dòng)燃?xì)獍l(fā)電和儲(chǔ)能參與市場(chǎng)化調(diào)峰提供參考及建議。

1 天然氣發(fā)電和儲(chǔ)能調(diào)峰政策對(duì)比分析

1.1 天然氣發(fā)電調(diào)峰支持政策

早在2007年，國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)(簡(jiǎn)稱國(guó)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(lì)分布式熱電聯(lián)產(chǎn)、熱電冷聯(lián)產(chǎn)，允許重要用電負(fù)荷中心且天然氣供應(yīng)充足的地區(qū)建設(shè)利用天然氣調(diào)峰發(fā)電項(xiàng)目。2012 年，國(guó)家發(fā)改委對(duì)《天然氣利用政策》[11]進(jìn)行了修訂，放寬了天然氣發(fā)電政策，天然氣發(fā)電項(xiàng)目被納入允許類。

2016 年，國(guó)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(shè)高參數(shù)燃?xì)庹羝h(huán)熱電聯(lián)產(chǎn)項(xiàng)目，推進(jìn)天然氣調(diào)峰電站建設(shè)；大力推進(jìn)分布式氣電建設(shè)，重點(diǎn)發(fā)展熱電冷多聯(lián)供。2017 年，國(guó)家發(fā)改委印發(fā)的《加快推進(jìn)天然氣利用的意見(jiàn)》(發(fā)改能源〔2017〕1217號(hào))[13]提出：實(shí)施天然氣發(fā)電工程，大力發(fā)展天然氣分布式能源，鼓勵(lì)發(fā)展天然氣調(diào)峰電站，有序發(fā)展天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)。而在2018年7月，國(guó)務(wù)院公開(kāi)發(fā)布的《打贏藍(lán)天保衛(wèi)戰(zhàn)三年行動(dòng)計(jì)劃》[14]則提出：有序發(fā)展天然氣調(diào)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(guó)有20多個(gè)省制定出臺(tái)了調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)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?xì)獍l(fā)電參與有償調(diào)峰輔助服務(wù)，相關(guān)輔助服務(wù)規(guī)則見(jiàn)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(wù)規(guī)則尚未允許燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組提供有償調(diào)峰輔助服務(wù)。深度調(diào)峰、啟停調(diào)峰是基本品種，除了江蘇、湖北不參與深度調(diào)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?xì)鈾C(jī)組只參與啟機(jī)調(diào)峰。

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

1.2 儲(chǔ)能調(diào)峰支持政策

2016年6月7日，國(guó)家能源局下發(fā)的《關(guān)于促進(jìn)電儲(chǔ)能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務(wù)補(bǔ)償(市場(chǎng))機(jī)制試點(diǎn)工作的通知》是國(guó)家層面發(fā)布的第1個(gè)鼓勵(lì)儲(chǔ)能參與調(diào)峰的政策，探索電儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)運(yùn)行中的調(diào)峰調(diào)頻作用及商業(yè)化應(yīng)用。2021 年3 月，發(fā)改委和能源局發(fā)布的《關(guān)于推進(jìn)電力源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化和多能互補(bǔ)發(fā)展的指導(dǎo)意見(jiàn)》提出：公平無(wú)歧視引入電源側(cè)、負(fù)荷側(cè)、獨(dú)立電儲(chǔ)能等市場(chǎng)主體，落實(shí)儲(chǔ)能、虛擬電廠參與市場(chǎng)機(jī)制。同年4 月，發(fā)改委和能源局發(fā)布的《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見(jiàn)(征求意見(jiàn)稿)》提出：將發(fā)展新型儲(chǔ)能作為提升能源電力系統(tǒng)調(diào)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(shè)的重要舉措。

在全國(guó)發(fā)布了調(diào)峰輔助服務(wù)規(guī)則的20 多個(gè)省中，陜西、新疆暫未納入電儲(chǔ)能參與調(diào)峰，河南允許電儲(chǔ)能參與調(diào)峰輔助服務(wù)，但尚未制定具體的細(xì)則。其他地區(qū)都基本明確了儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)市場(chǎng)的身份，獨(dú)立儲(chǔ)能電站和聯(lián)合儲(chǔ)能電站形式均被允許參與調(diào)峰輔助服務(wù)，見(jiàn)表2。

表2 儲(chǔ)能參與有償調(diào)峰輔助服務(wù)規(guī)則Table 2 Rules for energy storage to participate in paid peak regulation

1.3 政策對(duì)比分析

燃?xì)獍l(fā)電調(diào)峰和儲(chǔ)能調(diào)峰相關(guān)政策對(duì)比見(jiàn)表3。

表3 調(diào)峰政策對(duì)比分析Table 3 Comparative analysis of peak regulation policies

（1）準(zhǔn)入門檻

從準(zhǔn)入門檻來(lái)看，天然氣發(fā)電參與有償調(diào)峰的門檻較統(tǒng)一，都要求單機(jī)容量在100 MW以上。儲(chǔ)能參與有償調(diào)峰的門檻各地不盡相同，多數(shù)地區(qū)要求儲(chǔ)能裝機(jī)在10 MW以上，充放電時(shí)長(zhǎng)不低于2 h或4 h；浙江省要求參與調(diào)峰的儲(chǔ)能調(diào)節(jié)容量不小于2.5 MW·h、調(diào)節(jié)功率不小于5 MW，持續(xù)響應(yīng)時(shí)間不小于1 h；河北南網(wǎng)、山東省要求參與調(diào)峰的儲(chǔ)能裝機(jī)不低于2 MW、5 MW。

（2）參與方式

燃?xì)獍l(fā)電參與調(diào)峰的方式較為單一，僅有發(fā)電側(cè)一種形式。儲(chǔ)能參與調(diào)峰的方式更靈活，可以在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)的任一節(jié)點(diǎn)，以第三方獨(dú)立主體、共享、新能源配套、火儲(chǔ)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(dú)立儲(chǔ)能可參與調(diào)峰，青海是目前唯一提出以共享儲(chǔ)能形式參與調(diào)峰的省份，河南、江蘇兩省明確提出了電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能可參與調(diào)峰輔助服務(wù)。

（3）申報(bào)價(jià)格

燃?xì)獍l(fā)電在深度調(diào)峰方面大多采用“階梯式”報(bào)價(jià)，如東北、新疆分兩檔浮動(dòng)報(bào)價(jià)，甘肅分五檔浮動(dòng)報(bào)價(jià)，山東分七檔浮動(dòng)報(bào)價(jià)，報(bào)價(jià)限額上限最高的省份為新疆，為1元/(kW·h)；在應(yīng)急啟停調(diào)峰方面，東北、新疆、甘肅按機(jī)組額定容量區(qū)間浮動(dòng)報(bào)價(jià)，30萬(wàn)千瓦的機(jī)組報(bào)價(jià)范圍為為60萬(wàn)～220萬(wàn)元/次。

儲(chǔ)能在調(diào)峰申報(bào)價(jià)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(dāng)前的調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)中沒(méi)有明確儲(chǔ)能參與調(diào)峰報(bào)價(jià)限額；山西、青海、湖南、甘肅、安徽、山東、貴州等省參與調(diào)峰申報(bào)價(jià)格在150～950元/(MW·h)之間。

（4）區(qū)域范圍

出臺(tái)燃?xì)獍l(fā)電有償調(diào)峰的省或地區(qū)較少，出臺(tái)儲(chǔ)能有償調(diào)峰的省或地區(qū)較多，將近20個(gè)，山西、華北、河北、浙江單獨(dú)針對(duì)儲(chǔ)能等獨(dú)立主體出臺(tái)了相關(guān)政策。

受氣價(jià)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(diào)峰而不是熱電聯(lián)產(chǎn)。同燃?xì)獍l(fā)電調(diào)峰相比，儲(chǔ)能參與有償調(diào)峰的政策支持力度更大，覆蓋區(qū)域更廣，當(dāng)前的政策和市場(chǎng)環(huán)境更支持和鼓勵(lì)儲(chǔ)能參與有償調(diào)峰輔助服務(wù)。儲(chǔ)能建設(shè)受地理位置、裝機(jī)容量的限制較少，具有獨(dú)立主體、共享、新能源配套、火儲(chǔ)聯(lián)合等多種建設(shè)模式，隨著政策和市場(chǎng)規(guī)則的不斷完善，將會(huì)有更多的競(jìng)爭(zhēng)主體進(jìn)入市場(chǎng)，儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)調(diào)峰方面的競(jìng)爭(zhēng)力有望越來(lái)越突出。

2 天然氣發(fā)電和儲(chǔ)能調(diào)峰經(jīng)濟(jì)性對(duì)比分析

2.1 調(diào)峰需求計(jì)算

調(diào)峰平衡是指為滿足電網(wǎng)日負(fù)荷變化和風(fēng)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(jì)運(yùn)行所進(jìn)行的調(diào)峰容量安排和設(shè)備配置。調(diào)峰可分為上調(diào)峰和下調(diào)峰，即在日負(fù)荷尖峰時(shí)段電源出力要能夠爬的上去，在日負(fù)荷低谷時(shí)段電源出力要能夠降得下來(lái)。

式中，PG,max為系統(tǒng)最大發(fā)電負(fù)荷；PG,min為系統(tǒng)最小發(fā)電負(fù)荷；η為系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用率(熱備用比例)；Ns為系統(tǒng)中發(fā)電廠的開(kāi)機(jī)個(gè)數(shù)；Csj,G,max為第j個(gè)運(yùn)行的發(fā)電廠最大出力；Csj,GN,min為第j個(gè)運(yùn)行的發(fā)電廠最小技術(shù)出力。

不等號(hào)左側(cè)為系統(tǒng)調(diào)峰需求，右側(cè)是運(yùn)行著的各類發(fā)電廠所具有的調(diào)峰能力。

系統(tǒng)低谷時(shí)段負(fù)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(shí)段負(fù)荷之差即為調(diào)峰裕度。當(dāng)調(diào)峰裕度為正值時(shí)，則意味著常規(guī)調(diào)峰能力有一定余量；當(dāng)調(diào)峰裕度為負(fù)值時(shí)，即意味著系統(tǒng)常規(guī)調(diào)峰能力不足。調(diào)峰裕度不足時(shí)，需要新增儲(chǔ)能或燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組來(lái)滿足調(diào)峰平衡。

由于新增燃?xì)鈾C(jī)組只能解決上調(diào)峰裕度不足的情形，為了便于對(duì)比分析，做如下假設(shè)：①系統(tǒng)上調(diào)峰能力不足，需通過(guò)增加儲(chǔ)能或燃?xì)怆娬緛?lái)滿足調(diào)峰需求；②選擇鋰離子電池、全釩液流電池兩種電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)與燃?xì)怆娬具M(jìn)行對(duì)比；③對(duì)比時(shí)，儲(chǔ)能或燃?xì)怆娬狙b機(jī)容量按1∶1考慮。

2.2 平準(zhǔn)化電力成本(LCOE)

美國(guó)國(guó)家可再生能源實(shí)驗(yàn)室(NREL)于1995 年提出平準(zhǔn)化電力成本(levelized cost of energy，LCOE)，是一種國(guó)際上通用的能源電力領(lǐng)域發(fā)電成本計(jì)算方法，LCOE定義如下[17]

式中，Cn為第n年的成本，包含項(xiàng)目的安裝成本、融資成本、稅、運(yùn)行和維護(hù)成本、固定資產(chǎn)殘值以及由于國(guó)家財(cái)政、稅收政策所產(chǎn)生的其他費(fèi)用；r為折現(xiàn)率；n、N為運(yùn)行年份、項(xiàng)目壽命期；Qn為第n年的發(fā)電量。

不考慮融資成本和稅費(fèi)，對(duì)于燃?xì)庹{(diào)峰電站和調(diào)峰電站來(lái)說(shuō)，LCOE計(jì)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(duì)于燃?xì)庹{(diào)峰電站來(lái)說(shuō)第n年燃料成本，對(duì)于儲(chǔ)能電站來(lái)說(shuō)，為充電成本；On為第n年運(yùn)維、檢修成本；n、N為運(yùn)行年份、項(xiàng)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(jī)容量，MW·h；ηave為儲(chǔ)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(diào)峰電站成本構(gòu)成

燃?xì)廨啓C(jī)的單循環(huán)效率較低，燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)凈發(fā)電效率可達(dá)50%以上，是燃?xì)獍l(fā)電技術(shù)的最主要利用形式[18]。燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)機(jī)組主要分為兩大類：一類是單軸機(jī)型，多用于大容量燃機(jī)；另一類是多軸機(jī)型，多軸機(jī)型經(jīng)常被用于小容量燃機(jī)。

燃?xì)廨啓C(jī)、余熱鍋爐、蒸汽輪機(jī)和發(fā)電機(jī)是組成燃?xì)庹羝?lián)合循環(huán)四大主要部分。隨著燃?xì)廨啓C(jī)技術(shù)的發(fā)展，國(guó)內(nèi)外相繼研制出了E、F、G、H級(jí)燃?xì)廨啓C(jī)，E 級(jí)出力在150 MW 等級(jí)，F(xiàn) 級(jí)出力在250 MW等級(jí)，G級(jí)或H級(jí)燃機(jī)為新研制出的最新型燃機(jī)，單循環(huán)出力為300 MW等級(jí)。目前國(guó)內(nèi)發(fā)電用燃機(jī)中，F(xiàn)級(jí)燃機(jī)應(yīng)用最為廣泛、技術(shù)最為成熟，G和H級(jí)目前受到越來(lái)越多的關(guān)注和應(yīng)用。

2.3.1 初始投資成本

燃?xì)怆姀S的初始投資主要包括：燃料供應(yīng)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(dāng)前，F(xiàn)、H級(jí)燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)機(jī)組單位投資成本在2000～3500元/kW。

2.3.2 運(yùn)維檢修成本

運(yùn)營(yíng)費(fèi)用一般包括材料費(fèi)、水費(fèi)、人工費(fèi)及外購(gòu)動(dòng)力費(fèi)等用來(lái)維持設(shè)備正常運(yùn)轉(zhuǎn)而消耗的費(fèi)用，以及為維持運(yùn)營(yíng)而產(chǎn)生的其他費(fèi)用。

燃?xì)怆姀S與燃機(jī)廠商之間還簽有“長(zhǎng)期維護(hù)協(xié)議”，在維護(hù)維修方面必須嚴(yán)格遵循檢修周期。燃?xì)廨啓C(jī)通常根據(jù)啟停次數(shù)或等效運(yùn)行時(shí)間小時(shí)數(shù)(equivalent operating hours，EOH)來(lái)確定檢修周期，幾種大型燃?xì)廨啓C(jī)的檢修周期見(jiàn)表4[19]。

表4 幾種燃?xì)廨啓C(jī)的檢修周期對(duì)比Table 4 Comparison table of maintenance cycle of several gas turbines

實(shí)際估算燃機(jī)維護(hù)修理成本需要根據(jù)燃機(jī)型號(hào)，以及由預(yù)計(jì)年運(yùn)行小時(shí)數(shù)、啟停次數(shù)所決定的運(yùn)行方式，確定燃機(jī)在整個(gè)壽命周期內(nèi)小修、中修、大修的次數(shù)，從而計(jì)算出總的部件更換和修理費(fèi)用，最后平攤到每一年支出的維護(hù)檢修費(fèi)用。

我國(guó)對(duì)燃機(jī)核心技術(shù)尚未完全掌握，整機(jī)檢修維護(hù)、改造升級(jí)、部件更換等均依賴原國(guó)外廠商，費(fèi)用高昂，一臺(tái)F 級(jí)燃機(jī)檢修維護(hù)成本每年需要2500萬(wàn)～3000萬(wàn)元。

2.3.3 燃料成本

燃料成本由發(fā)電氣耗和天然氣價(jià)格決定，燃料成本計(jì)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(jià)；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(diǎn)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(shí)施方案(試算版)》規(guī)定碳排放基準(zhǔn)值為0.382 kg/(kW·h)。2011 年以來(lái)，中國(guó)已經(jīng)在北京、上海、天津、重慶、湖北、廣東、深圳、福建等8個(gè)省市開(kāi)展了碳排放權(quán)交易試點(diǎn)。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(jià)格大約是23.5元/t。

2.4 電池儲(chǔ)能電站成本構(gòu)成

2.4.1 初始投資成本

儲(chǔ)能電站初始投資主要包括：設(shè)備購(gòu)置費(fèi)、安裝工程費(fèi)、建筑工程費(fèi)、其他費(fèi)用等。以磷酸鐵鋰儲(chǔ)能為例，從近兩年用戶側(cè)、新能源側(cè)的項(xiàng)目招標(biāo)情況來(lái)看，EPC 單位投資成本多數(shù)在150 萬(wàn)～200 萬(wàn)元/(MW·h)之間；電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能電站成本偏高，以江蘇、湖南投運(yùn)的電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能電站為例(表5)，設(shè)備購(gòu)置費(fèi)占初始總投資額的70%以上，工程單位投資成本在336.1萬(wàn)～377.5萬(wàn)元/(MW·h)之間。

表5 電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能電站初始投資費(fèi)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(yùn)維檢修成本

儲(chǔ)能電站的運(yùn)維主要包括：設(shè)備運(yùn)行和監(jiān)視、巡視檢查、異常運(yùn)行及故障處理、系統(tǒng)維護(hù)、設(shè)備維護(hù)等工作內(nèi)容。根據(jù)江蘇、湖南儲(chǔ)能電站的運(yùn)維服務(wù)招標(biāo)情況來(lái)看，單位容量年運(yùn)維費(fèi)用在1.8萬(wàn)～4.3 萬(wàn)元/(MW·h)之間，年運(yùn)維費(fèi)用占總投資的0.5%～1%。數(shù)字化技術(shù)在運(yùn)維檢修方面的逐漸應(yīng)用會(huì)增大運(yùn)維投入，在分析中按2%考慮電化學(xué)儲(chǔ)能年運(yùn)維成本。

表6 儲(chǔ)能電站運(yùn)維服務(wù)費(fèi)用Table 6 Operation and maintenance service cost of energy storage power station

全釩液流電池的運(yùn)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(chǎng)景下，儲(chǔ)能的充電成本不同。與新能源配套建設(shè)的發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能可利用所在電廠富余的電力進(jìn)行充電，充電邊際成本很低；用戶側(cè)儲(chǔ)能的充電成本與用戶的用電成本相同，一般為目錄電價(jià)的谷電價(jià)格；電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能(或獨(dú)立儲(chǔ)能)充電成本比較復(fù)雜，具體需要看儲(chǔ)能的投資方和源網(wǎng)荷其他主體之間達(dá)成的具體協(xié)議。

3 算例分析

以某省燃?xì)獍l(fā)電和電化學(xué)儲(chǔ)能為例，計(jì)算基準(zhǔn)情況下、不同假設(shè)條件下燃?xì)獍l(fā)電調(diào)峰和儲(chǔ)能調(diào)峰的成本和收益情況。

3.1 算例基準(zhǔn)數(shù)據(jù)

根據(jù)國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于調(diào)整天然氣基準(zhǔn)門站價(jià)格的通知(發(fā)改價(jià)格〔2019〕562 號(hào))，該省天然氣基準(zhǔn)門站價(jià)格為2.02元/m3(含9%增值稅)。在下面的算例中，基準(zhǔn)情況下，發(fā)電用天然氣價(jià)格取2.1元/m3。

3.2 基準(zhǔn)數(shù)據(jù)下的平準(zhǔn)化電力成本

由表8 可知，對(duì)于4 h 的儲(chǔ)能系統(tǒng)，裝機(jī)容量相同，燃?xì)鈾C(jī)組年發(fā)電小時(shí)數(shù)、儲(chǔ)能年放電小時(shí)數(shù)都為1200 h 的情況下，燃?xì)獍l(fā)電的LCOE 為0.588元/(kW·h)，磷酸鐵鋰、全釩液流電池儲(chǔ)能平準(zhǔn)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(xué)儲(chǔ)能的平準(zhǔn)化電力成本遠(yuǎn)高于壓燃?xì)獍l(fā)電。

表7 基準(zhǔn)數(shù)據(jù)Table 7 Benchmark data

表8 燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組和電化學(xué)儲(chǔ)能成本構(gòu)成Table 8 Cost composition of gas generator set and electrochemical energy storage

從成本構(gòu)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?xì)獍l(fā)電機(jī)組成本最低；年發(fā)電1200 h 的情況下，燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組的燃料成本占總成本的30%以上。

3.3 關(guān)鍵因素變動(dòng)下的平準(zhǔn)化電力成本

按表9對(duì)關(guān)鍵因素取值，構(gòu)建不同的組合，分析燃?xì)獍l(fā)電和儲(chǔ)能調(diào)峰平準(zhǔn)化電力成本的變化。燃?xì)獍l(fā)電調(diào)峰關(guān)鍵因素取燃料成本、發(fā)電小時(shí)數(shù)、碳排放成本3 項(xiàng)，儲(chǔ)能調(diào)峰關(guān)鍵因素取設(shè)備投資成本、充電電價(jià)、年利用次數(shù)3項(xiàng)。

表9 燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組和電化學(xué)儲(chǔ)能關(guān)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(duì)天然氣發(fā)電來(lái)說(shuō)，增加發(fā)電小時(shí)數(shù)是降低平準(zhǔn)化電力成本的最重要因素。超過(guò)1200 h后，發(fā)電小時(shí)數(shù)的增加，對(duì)平準(zhǔn)化電力成本的影響逐漸減小。對(duì)天然氣發(fā)電來(lái)說(shuō)，燃料成本對(duì)平準(zhǔn)化電力成本的影響比較線性，燃料成本增加1元/m3，平準(zhǔn)化電力成本大約增加0.1元/(kW·h)。碳排放成本對(duì)平準(zhǔn)化電力成本的影響隨發(fā)電小時(shí)數(shù)的增加而增加，但在0～150元/t的碳價(jià)范圍內(nèi)，整體影響小于10%。

圖1 不同發(fā)電小時(shí)數(shù)、不同燃?xì)鈨r(jià)格下，燃?xì)獍l(fā)電平準(zhǔn)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(shí)數(shù)、不同碳排放成本下，燃?xì)獍l(fā)電平準(zhǔn)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(guò)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(zhǔn)化電力成本可從當(dāng)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(xué)儲(chǔ)能平準(zhǔn)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(xué)儲(chǔ)能平準(zhǔn)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(duì)平準(zhǔn)化電力成本的影響比較線性，對(duì)磷酸鐵鋰電池和全釩液流電池來(lái)說(shuō)，充電成本增加0.1 元/(kW·h)，平準(zhǔn)化電力成本大約增加0.11元/(kW·h)、0.13元/(kW·h)。

4 電化學(xué)儲(chǔ)能“十四五”調(diào)峰前景分析

4.1 發(fā)展規(guī)模預(yù)測(cè)

根據(jù)中關(guān)村儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟(CNESA)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)[16]，截至2020 年，電化學(xué)儲(chǔ)能的累計(jì)裝機(jī)規(guī)模為3269.2 MW，累計(jì)裝機(jī)同比增長(zhǎng)91.2%。在各類電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)中，鋰離子電池的累計(jì)裝機(jī)規(guī)模最大，為2902.4 MW。

根據(jù)CNESA 預(yù)測(cè)，到“十四五”末，保守場(chǎng)景下電化學(xué)儲(chǔ)能的復(fù)合增長(zhǎng)率會(huì)保持在57%左右，理想場(chǎng)景下會(huì)超過(guò)70%，即到2025 年的新型儲(chǔ)能裝機(jī)總量將分別達(dá)到35.5 GW 和55.8 GW，磷酸鐵鋰電池儲(chǔ)能占據(jù)主流。

4.2 投資成本及壽命預(yù)測(cè)

預(yù)測(cè)到2025年，鋰離子電池、液流電池投資成本都會(huì)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(guò)15 年；液流電池循環(huán)次數(shù)由15000次提升到20000次，壽命超過(guò)20年。

表10 “十四五”末2種電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)成本預(yù)測(cè)Table 10 Cost prediction of two electrochemical energy storage systems at end of 14th five year plan

4.3 電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)發(fā)展趨勢(shì)

鉛酸蓄電池技術(shù)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(diǎn)。與鈉硫電池、液流電池和鋰離子電池等二次儲(chǔ)能電池相比，鉛碳超級(jí)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(shì)，是目前相對(duì)經(jīng)濟(jì)可行的電力儲(chǔ)能技術(shù)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(shì)逐漸喪失，市場(chǎng)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(zhǎng)、安全性高、可以大電流快速充放電、可深度充放電、響應(yīng)速度快、無(wú)污染、電解液可以回收并循環(huán)使用、設(shè)計(jì)更靈活等優(yōu)點(diǎn)。液流電池作為大容量?jī)?chǔ)能應(yīng)用技術(shù)，相關(guān)產(chǎn)業(yè)正在由示范應(yīng)用向商業(yè)化邁進(jìn)，但其商業(yè)化進(jìn)程較為緩慢，主要應(yīng)用在可再生能源并網(wǎng)和用戶側(cè)，預(yù)計(jì)2025年后，在大于4 h儲(chǔ)能場(chǎng)景中得到大規(guī)模應(yīng)用。

磷酸鐵鋰電池具有安全性高、成本低、循環(huán)壽命長(zhǎng)、穩(wěn)定性高等優(yōu)點(diǎn)，目前是在電力系統(tǒng)儲(chǔ)能中應(yīng)用，預(yù)計(jì)2025 年在大部分地區(qū)實(shí)現(xiàn)光儲(chǔ)平價(jià)，在低于4 h 場(chǎng)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(shù)到產(chǎn)業(yè)化的過(guò)渡階段，初步預(yù)計(jì)到2025 年，固態(tài)電池技術(shù)將實(shí)現(xiàn)商業(yè)化。

4.4 調(diào)峰前景分析

“十四五”期間，除非燃?xì)廨啓C(jī)國(guó)產(chǎn)化取得重大突破，否則燃機(jī)初始投資、運(yùn)維檢修成本下降的空間不大；盡管“十四五”期間天然氣供應(yīng)寬松將是大概率事件，但用于發(fā)電的天然氣價(jià)格下降空間有限。缺乏燃機(jī)核心技術(shù)、整機(jī)運(yùn)維檢修費(fèi)用高、燃料成本高等因素使得燃?xì)獍l(fā)電調(diào)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(dāng)前及2025年磷酸鐵鋰電池平準(zhǔn)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(yùn)行小時(shí)數(shù)的燃?xì)獍l(fā)電平準(zhǔn)化電力成本，即當(dāng)前及2025 年2 h、7 h 以內(nèi)的電池儲(chǔ)能調(diào)峰更具經(jīng)濟(jì)性，燃?xì)獍l(fā)電調(diào)峰將面臨電化學(xué)儲(chǔ)能越來(lái)越激烈的競(jìng)爭(zhēng)。

對(duì)于磷酸鐵鋰電池儲(chǔ)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(zhǔn)化電力成本才能降到0.6元以下。從儲(chǔ)能參與調(diào)峰輔助服務(wù)政策可知，部分省份政策上缺乏可操作性，大部分省份補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)不超過(guò)0.6元/(kW·h)，當(dāng)前調(diào)峰場(chǎng)景很難達(dá)到年循環(huán)600次以上。因此，儲(chǔ)能單靠調(diào)峰補(bǔ)償不能收回成本，未來(lái)保障調(diào)度小時(shí)數(shù)、降低初始投資、拓展租金等其他收入來(lái)源，是促進(jìn)電化學(xué)儲(chǔ)能發(fā)展的關(guān)鍵因素。

5 結(jié)論

對(duì)比了燃?xì)獍l(fā)電、電儲(chǔ)能在調(diào)峰方面的政策，分析了其成本構(gòu)成并計(jì)算了基準(zhǔn)數(shù)據(jù)下的平準(zhǔn)化電力成本，以及在不同關(guān)鍵因素影響下的變化趨勢(shì)，對(duì)二者未來(lái)參與調(diào)峰的前景進(jìn)行了展望。相關(guān)結(jié)論如下。

（1）隨著新能源逐漸成為主力電源，調(diào)峰問(wèn)題將日益突出，燃?xì)怆娬竞碗娀瘜W(xué)儲(chǔ)能具有可調(diào)范圍大、響應(yīng)速度快等優(yōu)勢(shì)。當(dāng)前大部分省份和地區(qū)也規(guī)定了二者參與調(diào)峰的規(guī)則、補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，未來(lái)有望成為重要的調(diào)峰資源。

（2）從電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)發(fā)展趨勢(shì)看，磷酸鐵鋰電池、全釩液流電池在調(diào)峰方面具有更大潛力。當(dāng)前，全釩液流電池儲(chǔ)能平準(zhǔn)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(dāng)前的56%縮小到17%。

（3）若能實(shí)現(xiàn)年循環(huán)600次以上充放電，當(dāng)前2 h 時(shí)長(zhǎng)的磷酸鐵鋰電池儲(chǔ)能調(diào)峰的平準(zhǔn)化電力成本已低于燃?xì)獍l(fā)電。預(yù)計(jì)到2025年，7 h以內(nèi)的磷酸鐵鋰電池儲(chǔ)能的平準(zhǔn)化電力成本將低于燃?xì)獍l(fā)電。

（4）對(duì)天然氣發(fā)電和儲(chǔ)能來(lái)說(shuō)，增加發(fā)電小時(shí)數(shù)是降低平準(zhǔn)化電力成本的最重要因素，但超過(guò)1200 小時(shí)后，發(fā)電小時(shí)數(shù)的增加，對(duì)平準(zhǔn)化電力成本的影響逐漸減小。

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

（6）儲(chǔ)能單靠調(diào)峰補(bǔ)償不能收回成本，未來(lái)保障調(diào)度小時(shí)數(shù)、降低初始投資、拓展租金等其他收入來(lái)源，是促進(jìn)電化學(xué)儲(chǔ)能發(fā)展的關(guān)鍵因素。