高可再生能源比例下的山東電力系統(tǒng)儲能需求分析及省級政策研究

裴善鵬，朱春萍

（山東電力工程咨詢院有限公司，山東 濟(jì)南 250031）

無論是在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)還是用戶側(cè)，儲能的本質(zhì)都是為了滿足電網(wǎng)的需求，因此其發(fā)展現(xiàn)狀與電網(wǎng)現(xiàn)狀以及基于這種現(xiàn)狀制定的政策密切相關(guān)。

當(dāng)前，山東電網(wǎng)面臨著巨大的調(diào)節(jié)壓力。山東省是我國東部沿海電力工業(yè)大省，截至2019 年12 月，山東省發(fā)電總裝機(jī)容量1.36 億kW（不含應(yīng)急調(diào)峰儲備電源），光伏發(fā)電裝機(jī)容量1 620 萬kW，2 項指標(biāo)均居全國第1 位。春、秋季負(fù)荷低谷期新能源發(fā)電消納困難，甚至采用火電機(jī)組日內(nèi)啟停機(jī)方式保障新能源消納；供暖期只開供熱機(jī)組，春節(jié)期間存在棄風(fēng)棄光問題；夏季存在負(fù)荷缺口，2018 年用電高峰負(fù)荷缺額高達(dá)662 萬kW。整個電網(wǎng)面臨巨大的調(diào)峰壓力。同時，2019 年通過特高壓輸入的省外電力936.03 億kW·h，占全省全社會用電總量6 218.72 億kW·h 的近15%，外電故障情況下存在緊急功率支撐的需求。

“十四五”期間，山東電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提升將成為電力系統(tǒng)面臨的現(xiàn)實問題，而儲能是解決這一問題的有效手段。儲能可以有效地提升電網(wǎng)新能源消納能力、高峰保電能力和緊急功率支撐能力[1-3]，還可以配合火電機(jī)組進(jìn)行調(diào)頻應(yīng)用[4-9]。因此，有必要結(jié)合山東電網(wǎng)的現(xiàn)實狀況，研究儲能在山東電網(wǎng)的應(yīng)用前景。

1 山東電網(wǎng)調(diào)節(jié)特點及問題

山東電網(wǎng)以火電為主，全省電力裝機(jī)容量13 619 萬 kW，其中：常規(guī)水電及抽水蓄能108.1 萬kW，風(fēng)電1 354 萬kW，光伏1 620 萬kW，生物質(zhì)能發(fā)電293 萬kW，煤電9 604 萬kW；煤電和新能源發(fā)電（含核電、風(fēng)電、光伏發(fā)電、生物質(zhì)及垃圾發(fā)電）分別占省內(nèi)電源裝機(jī)的70.5%、25.8%；省外來電最大受電容量2 000 萬kW。目前山東電網(wǎng)主要存在的問題和特點如下：

1）特高壓擾動帶來電網(wǎng)穩(wěn)定風(fēng)險。山東通過寧東直流、昭沂直流、魯固直流輸入外省電力（圖1），由于直流大量代替常規(guī)電源，在外電突然失去的情況下，山東電網(wǎng)抗擾動能力持續(xù)惡化。

2）電網(wǎng)調(diào)峰能力不足，新增新能源裝機(jī)接入困難。隨著新能源保持高速增長，“外電入魯”和核電裝機(jī)規(guī)模不斷增大，省內(nèi)調(diào)峰電源更加不足。2018 年春季，火電機(jī)組為了保障新能源消納，中午時段均在最低負(fù)荷運行。圖2 為山東某超超臨界600 MW 機(jī)組2018 年春季典型運行曲線，可以看出，該機(jī)組白天均在70%負(fù)荷以下運行，中午光伏大發(fā)時刻在50%負(fù)荷附近運行。

到2019 年春季，火電機(jī)組不得不采用日內(nèi)啟停機(jī)的非正常調(diào)峰手段來滿足電網(wǎng)運行要求?；痣姍C(jī)組啟、停機(jī)費用很高，且機(jī)組受溫度劇烈變化影響，爆管等事故概率大大上升。在火電機(jī)組的支持下，山東省一直沒有棄風(fēng)棄光，但到了2020 年春季，由于多重因素影響，棄風(fēng)棄光率逐漸上升。

3）夏季供電緊張，存在較大用電缺口。7 月、8 月日內(nèi)峰谷差較大，高負(fù)荷時段持續(xù)時間較長，主要集中在9：00—22：00。高峰持續(xù)時間約2～6 h，以4～5 h居多。2018 年全省最高用電負(fù)荷9 870 萬kW·h，不得不執(zhí)行有序用電。

4）火電機(jī)組占比超過70%，系統(tǒng)調(diào)頻能力強(qiáng)，調(diào)頻暫時不存在問題。

2 山東電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力分析

2.1 調(diào)節(jié)方法和種類

常用的調(diào)節(jié)能力提升方法包括火電機(jī)組靈活性改造、抽水蓄能、儲能、核電調(diào)峰、外電調(diào)峰、燃?xì)廨啓C(jī)[10]等。

1）火電靈活性改造 德國、丹麥和我國其他省份的經(jīng)驗表明，煤電機(jī)組靈活性改造在技術(shù)上是可行的，華能陜西秦嶺發(fā)電有限公司、華能銅川照金電廠改造后最低穩(wěn)燃負(fù)荷均達(dá)到30%以下，經(jīng)濟(jì)性上改造成本約500~ 1 500 元/kW?；痣姍C(jī)組靈活性改造在所有電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提升手段中造價最低，是目前最經(jīng)濟(jì)且最現(xiàn)實的手段，尤其是對山東省，供暖期低調(diào)峰保消納壓力大，使用光軸、低壓缸切缸等技術(shù)降低機(jī)組最低出力對解決供暖期調(diào)峰問題很有幫助。

2）抽水蓄能 抽水蓄能電站建設(shè)周期長且受地形、生態(tài)紅線等環(huán)境評價因素影響較大，目前僅有國家電網(wǎng)有限公司（國網(wǎng)）能夠投資建設(shè)，建設(shè)速度比較緩慢。投資成本約6 000 元/kW。山東省抽水蓄能電站建設(shè)除了已經(jīng)正式開工的文登抽水蓄能電站（180 萬kW）、沂蒙抽水蓄能電站（120 萬kW）之外，泰安二期 抽水蓄能電站（180 萬kW）和濰坊抽水蓄能電站（120 萬kW）也已經(jīng)核準(zhǔn)。預(yù)計到“十四五”末，抽水蓄能總?cè)萘靠蛇_(dá)400 萬kW。抽水蓄能容量大，放電時間長，是山東電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提升的重要手段。

3）燃?xì)鈾C(jī)組 燃?xì)廨啓C(jī)是調(diào)峰的重要手段，但由于多種因素，山東省燃?xì)廨啓C(jī)均兼做供熱，導(dǎo)致燃?xì)廨啓C(jī)調(diào)峰能力受到很大限制。且山東位于天然氣管網(wǎng)末端，氣價較高，大型燃?xì)廨啓C(jī)主機(jī)均為進(jìn)口，天然氣也大部分依賴進(jìn)口，發(fā)電成本居高不下。大型燃?xì)廨啓C(jī)（單機(jī)150 MW 級）工程造價約2 500 元/kW，含稅電價約0.6 元/(kW·h)。若“十四五”末期我國重型燃?xì)廨啓C(jī)技術(shù)能有所突破，燃?xì)廨啓C(jī)回歸調(diào)峰本質(zhì)，通過輔助服務(wù)市場予以疏導(dǎo)或兩部制電價給予補(bǔ)償，則燃?xì)廨啓C(jī)可以作為山東調(diào)峰的重要資源。

4）新興電化學(xué)儲能及機(jī)械儲能 多種新興儲能手段是調(diào)峰調(diào)頻的有效方法。鋰電池儲能造價較高，調(diào)峰經(jīng)濟(jì)性不佳，但其毫秒級的響應(yīng)速度是其他手段無法企及的，在調(diào)頻和外電通道故障需提供緊急功率支撐方面可以發(fā)揮重要作用。液流電池適合大容量長時間的電網(wǎng)應(yīng)用，無燃燒風(fēng)險，無環(huán)境污染風(fēng)險，放電速度也可以達(dá)到毫秒級。壓縮空氣儲能類似抽水蓄能，可以在調(diào)峰方面發(fā)揮輔助作用。

除以上主要手段之外，需求側(cè)管理、合理確定棄風(fēng)棄光率也可以釋放一定調(diào)節(jié)能力。

2.2 調(diào)節(jié)能力

山東電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力不足主要反映在缺乏調(diào)峰資源上。根據(jù)山東電力規(guī)劃數(shù)據(jù)，綜合考慮各類電源調(diào)峰能力條件下，2020 年系統(tǒng)調(diào)峰容量缺少約914 萬kW，2021 年缺少約1 209 萬kW。隨著新能源的不斷發(fā)展以及省外直流受電、核電裝機(jī)容量的不斷增加，2025 年，在考慮文登抽蓄和沂蒙抽蓄的情況下，系統(tǒng)調(diào)峰容量仍缺少約1 319 萬kW。

預(yù)計“十四五”期間山東不缺乏調(diào)頻資源。山東的新能源裝機(jī)比例未來還會進(jìn)一步提升。山東電網(wǎng)總裝機(jī)容量、總電力消費與德國電網(wǎng)相比，差距不大，但新能源裝機(jī)比例相差懸殊（表1）。德國電網(wǎng)在新能源裝機(jī)比例49.5%的情況下還能平穩(wěn)運行，而山東電網(wǎng)在新能源裝機(jī)比例22%的情況下已經(jīng)面臨巨大壓力，限制了新能源裝機(jī)的進(jìn)一步增長。表面上看，山東電網(wǎng)和德國電網(wǎng)規(guī)模相差不大，但其調(diào)節(jié)能力和市場機(jī)制等“內(nèi)功”方面差距顯著。2 個電網(wǎng)主要電源結(jié)構(gòu)對比如圖4 所示。

表1 山東電網(wǎng)和德國電網(wǎng)主要參數(shù)對比Tab.1 Comparison of main parameters between Shandong power system and German power system

從靈活性調(diào)節(jié)電源（燃?xì)廨啓C(jī)、抽水蓄能、儲能等電源）的裝機(jī)比例（表2）來看，山東電網(wǎng)不僅落后于世界先進(jìn)水平，甚至遠(yuǎn)遠(yuǎn)落后于中國平均水平。

表2 靈活性調(diào)節(jié)電源裝機(jī)比例對比Tab.2 The flexible adjustment power source proportions

2.3 調(diào)節(jié)能力需求量

火電機(jī)組靈活性改造價格最低，但受壓煤減煤政策影響，山東煤電總裝機(jī)維持在1 GW，統(tǒng)調(diào)公用機(jī)組維持在6 250 萬kW。即使全省統(tǒng)調(diào)公用機(jī)組平均最低負(fù)荷降低10%，釋放的調(diào)峰能力625 萬kW 仍然不能滿足1 319 萬kW 的缺口。

抽水蓄能是電網(wǎng)調(diào)節(jié)主力，但受環(huán)境評價和國網(wǎng)政策影響進(jìn)展較慢，山東“十四五”期間有2 個抽水蓄能電站投產(chǎn)，總裝機(jī)300 萬kW。

儲能技術(shù)反應(yīng)速度快、配置靈活，但目前受經(jīng)濟(jì)性、安全性等因素制約，大規(guī)模應(yīng)用尚有困難，但試點建設(shè)必不可少。

燃?xì)廨啓C(jī)在山東受氣源末端地理條件限制，價格太高，且山東燃?xì)廨啓C(jī)多兼供熱，調(diào)峰能力受限，“十四五”期間預(yù)計實際容量僅有400 萬kW。

綜上所述，山東省“十四五”期間電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提升的2 個主攻技術(shù)方向為：提升火電機(jī)組靈活性調(diào)峰能力，加大抽水蓄能、儲能、燃?xì)廨啓C(jī)等靈活性調(diào)節(jié)電源比例。

山東抽水蓄能資源相對豐富，但可開發(fā)資源約1 000 萬kW。從長遠(yuǎn)來看，大容量長延時低造價的儲能是山東電網(wǎng)的剛性需求[11-12]。儲能需求量計算比較復(fù)雜，除抽水蓄能外，火電機(jī)組靈活性改造能夠提供的調(diào)峰容量仍存在一定不確定性，且外電入魯調(diào)峰和核電調(diào)峰是否能夠?qū)崿F(xiàn)，需要詳細(xì)分析。

3 山東電網(wǎng)儲能需求分析

3.1 滿足新能源消納

經(jīng)計算，若山東省規(guī)劃的新能源發(fā)電機(jī)組均能投產(chǎn)，在不采用火電機(jī)組日內(nèi)停機(jī)等非正常調(diào)峰手段的情況下，規(guī)劃各水平年棄風(fēng)棄光率和最大棄電容量如表3 所示。棄風(fēng)、棄光主要集中在1—3 月份，其中2 月份棄風(fēng)棄光量最大，單日棄風(fēng)棄光現(xiàn)象可持續(xù)24 h。2020 年棄電容量大于300 萬kW 的持續(xù)時間約8~9 h；2025 年棄電容量大于400 萬kW的持續(xù)時間約8~9 h；2030 年棄電容量大于550 萬kW的持續(xù)時間約8~9 h。

表3 規(guī)劃各水平年棄風(fēng)棄光率Tab.3 The abandonment rate of wind and solar power in each planning year

從棄風(fēng)棄光容量及持續(xù)時間來看，要有效降低山東省的棄風(fēng)棄光率，山東電力系統(tǒng)適宜發(fā)展具備長時間參與調(diào)峰能力的儲能裝置，如抽水蓄能機(jī)組和具備長時間充/放電能力的電化學(xué)儲能。電化學(xué)儲能在1~2 h 內(nèi)發(fā)揮調(diào)峰作用，適宜降低山東省用電尖峰時段的棄風(fēng)棄光容量。即就規(guī)劃的電源結(jié)構(gòu)而言，2020 年—2030 年，山東省棄風(fēng)棄光率在6%~12%，宜優(yōu)先發(fā)展抽水蓄能機(jī)組，大幅降低全省棄風(fēng)棄光率至5%以內(nèi)，再配套建設(shè)適量電化學(xué)儲能裝置，進(jìn)一步降低棄風(fēng)棄光率。經(jīng)計算， 2020 年、2025 年、2030 年山東省需要分別規(guī)劃發(fā)展400 萬、600 萬、1 000 萬kW 抽水蓄能機(jī)組。

3.2 滿足用電高峰需求

從用電高峰負(fù)荷來看，山東省全網(wǎng)用電負(fù)荷超過年度最大負(fù)荷95%、96%、97%、98%、99%的單日持續(xù)時間分別為2～6 h、1～6 h、2～5 h、1～4 h、1～3 h，全年負(fù)荷超95%的時間為43 h（2018 年），如表4 所示。

表4 2018 年山東省全網(wǎng)超過年度最大負(fù)荷95%的用電負(fù)荷分布Tab.4 The distribution of electric load exceeding 95% of the annual maximum load in Shandong Province in 2018

2020 年，考慮燃?xì)鈾C(jī)組和外電的不確定性，高峰負(fù)荷時預(yù)計有200 萬kW 供電缺口，約占全網(wǎng)最大負(fù)荷的2%，持續(xù)時間約1~3 h，考慮其中的一半由電化學(xué)儲能補(bǔ)充。

2025 年、2030 年，受政策影響，各類電源投產(chǎn)容量和外電容量不確定性大。根據(jù)山東電網(wǎng)負(fù)荷特性分析及負(fù)荷預(yù)測，預(yù)計2025 年、2030 年山東省全網(wǎng)用電負(fù)荷超過最大負(fù)荷95%的電力分別為605 萬、740 萬kW，時長約45 h。為了滿足尖峰5%負(fù)荷的用電需求，2025 年、2030 年，山東省需建設(shè)680 萬、840 萬kW 省內(nèi)電源，以及2 項、3 項500 kV輸變電工程。若適當(dāng)增加儲能裝置，可以延緩電源和輸配電建設(shè)。

從負(fù)荷持續(xù)時間與各類儲能的技術(shù)特性來看，要保障全網(wǎng)負(fù)荷的供電，山東省尖峰負(fù)荷95%~98%部分適合由抽水蓄能機(jī)組來補(bǔ)充，98%~100%部分適合由電化學(xué)儲能裝置來補(bǔ)充。經(jīng)計算，考慮20%機(jī)組備用，2025 年和2030 年需要抽水蓄能容量分別為440 萬、530 萬kW，需要電化學(xué)儲能容量分別為240 萬、300 萬kW。

3.3 儲能需求

考慮到電力市場改革的不斷推進(jìn)，外電參與省內(nèi)調(diào)峰的力度也會增大，還有煤電機(jī)組靈活性改造的推廣，山東電網(wǎng)選擇調(diào)峰的方式會更加豐富，對儲能的需求會有所降低。山東2020 年要求硬性壓煤，主要調(diào)節(jié)電源火電受限。綜合考慮，推薦儲能建設(shè)規(guī)模如表5 所示。

表5 山東儲能建議建設(shè)容量Tab.5 The recommended construction capacity of energy storage in Shandong Province

4 儲能技術(shù)及其適用性分析

抽水蓄能是最傳統(tǒng)的儲能方式，壽命40~60 年，單機(jī)250~300 MW，放電時間(5+1) h（主用放電時間5 h，備用放電時間1 h）。抽水蓄能電站多為1 000 MW 級，能量密度0.5~1.5 W·h/L，建設(shè)周期5~7 年，調(diào)峰效果好，調(diào)頻經(jīng)濟(jì)性較差。

壓縮空氣儲能性能類似抽水蓄能，壽命30~50 年，單機(jī)容量10 MW，放電時間8 h，易組成100 MW 級儲能電站。能量密度3~6 W·h/L，建設(shè)周期1.5 年左右，調(diào)峰效果明顯，調(diào)頻經(jīng)濟(jì)性和反應(yīng)速度比較差。

飛輪儲能壽命25 年，單個飛輪輸出功率500~1 000 kW，放電時間6~15 min，能量密度20~80 W·h/L。由于其放電時間短，因此適合調(diào)頻，調(diào)峰困難。

鋰電池儲能，滿充滿放壽命5 000 次左右，平均壽命10 年，單個電池箱容量約為1 MW/2 MW·h，放電時間根據(jù)電池選用和工程設(shè)計可為0.5~4.0 h，充、放電功率均可根據(jù)調(diào)度指令進(jìn)行調(diào)節(jié)，相應(yīng)充、放電的時間也會變化，非常靈活。能量密度200~500 W·h/L，占地最省。調(diào)頻可以做到毫秒級響應(yīng)，調(diào)峰可以每天2 充2 放，性能非常優(yōu)秀。但如果用鋰電池進(jìn)行調(diào)峰，放電時間較長的情況下造價太高。鋰電池分為磷酸鐵鋰、三元鋰、鈦酸鋰幾種，從經(jīng)濟(jì)性和安全性角度分析，目前適合電力系統(tǒng)應(yīng)用的是磷酸鐵鋰電池。

液流電池儲能，目前技術(shù)主流是釩液流電池，鐵鉻液流電池也在逐步發(fā)展中。滿充滿放壽命約20 000 次，平均壽命15~20 年，放電時間一般為4 h，放電時間越長、總功率越大的情況下，單位W·h造價越低。能量密度16~33 W·h/L，占地較省。調(diào)頻響應(yīng)快，調(diào)峰可以每天充放，最適合100 MW 及以上大型調(diào)峰用儲能電站。

鉛炭電池儲能，是在傳統(tǒng)鉛酸電池負(fù)極加入活性炭，以提高鉛酸電池的壽命。滿充滿放壽命約3 000 次，平均壽命10 年。單位W·h 投資最小，典型放電時間為2~8 h，滿功率響應(yīng)時間為百毫秒級，在電化學(xué)儲能中是最慢的，但與機(jī)械儲能對比仍有優(yōu)勢。最適合用戶側(cè)調(diào)峰。山東電網(wǎng)目前最需要的是調(diào)峰資源，因此應(yīng)優(yōu)先發(fā)展大容量、長放電時間的儲能方式，如壓縮空氣儲能、液流電池儲能、能量型鋰電池儲能。

各儲能技術(shù)特性對比見表6。

表6 不同儲能技術(shù)特性對比Tab.6 The performance comparison between and among different energy storage technologies

5 政策研究

儲能本身并不產(chǎn)生電量，甚至還消耗電量，其價值在于為電網(wǎng)提供調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)，因此儲能的價值和盈利只能通過電力輔助服務(wù)市場、現(xiàn)貨市場或其他政策來實現(xiàn)[13-15]。政府應(yīng)根據(jù)電力市場化改革趨勢，為儲能制定合理政策，推動儲能發(fā)展。

5.1 政策現(xiàn)狀

山東是全國8 個現(xiàn)貨市場試點省份之一，預(yù)計2020 年9 月現(xiàn)貨試結(jié)算之后，市場用戶側(cè)不再執(zhí)行峰谷電價、輸配電價為固定值，調(diào)峰輔助服務(wù)市場取消，調(diào)頻輔助服務(wù)市場電價包含機(jī)會成本電價，預(yù)計價格上升。

5.2 政策分析

發(fā)電側(cè)儲能政策廣東、山西開展較好，為調(diào)頻應(yīng)用。廣東、山西缺乏調(diào)頻資源，但山東調(diào)頻能力優(yōu)秀的火電機(jī)組占比高，暫時不缺調(diào)頻資源，這也體現(xiàn)在山東調(diào)頻服務(wù)并不按質(zhì)量收費上。新能源場站配儲能在目前新能源平價上網(wǎng)和山東利用小時數(shù)較低的情況下，對投資方無經(jīng)濟(jì)性可言，推廣比較困難。

電網(wǎng)側(cè)儲能政策江蘇、河南開展較好，但受國家政策影響，儲能成本疏導(dǎo)非常困難。

用戶側(cè)儲能政策江蘇、廣東開展比較好，峰谷價差大，工業(yè)用戶多，目前山東的峰谷價差不足以支撐儲能。

制定儲能政策，必須根據(jù)山東電網(wǎng)缺乏調(diào)峰資源的現(xiàn)狀和電力系統(tǒng)利益分配格局合理編制。

5.3 政策建議

1）發(fā)電側(cè) 在發(fā)電側(cè)，火電廠大多擁有建設(shè)用地，電網(wǎng)間隔擴(kuò)建也較為方便；電廠專業(yè)技術(shù)人才豐富，運行水平高。山東火電建設(shè)受限，發(fā)電集團(tuán)對儲能投資積極性高。因此利用火電機(jī)組場地建設(shè)儲能在山東較為可行。發(fā)電側(cè)調(diào)峰儲能可作為獨立主體參與現(xiàn)貨市場，同時根據(jù)《關(guān)于電力現(xiàn)貨市場燃煤機(jī)組 試行容量補(bǔ)償電價有關(guān)事項的通知》精神獲取0.099 1 元/(kW·h)的容量電價。2020 年山東市場化電量約1 800 億kW·h，每度電收0.099 1 元容量電價，即整個市場容量補(bǔ)償電費約178 億元，這筆費用按燃煤機(jī)組可用容量進(jìn)行分配，建議儲能也參與此市場。初期現(xiàn)貨市場不能補(bǔ)償儲能電站成本，可通過能源主管部門政策支持等方式進(jìn)行補(bǔ)償。

2）電網(wǎng)側(cè) 電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站指地理位置位于發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)的儲能，獨立接受電網(wǎng)調(diào)度。使用獨立的關(guān)口表進(jìn)行結(jié)算的儲能電站，并不專指電網(wǎng)投資建設(shè)的儲能電站。有研究認(rèn)為，可移植抽水蓄能兩部制電價到獨立儲能電站，但兩部制電價容量電費確定非常困難，落實起來也非常難。建議像發(fā)電側(cè)獨立儲能一樣作為獨立主體參與現(xiàn)貨市場，也可以要求新能源企業(yè)在自建儲能電站和租賃電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站之間二選其一，電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站可以獲取租賃費。

3）用戶側(cè) 用戶側(cè)儲能多依靠峰谷價差。根據(jù)魯發(fā)改價格〔2019〕510 號文件，山東電網(wǎng)峰谷價差最高為0.595 4 元，2020 年3 月山東又下發(fā)了《關(guān)于開展儲能峰谷分時電價政策試點的通知（征求意見稿）》，儲能谷電電價降低0.03 元，峰谷價差達(dá)到0.625 4 元，尖峰低谷價差達(dá)到0.744 5 元。現(xiàn)貨市場結(jié)算后，用戶側(cè)電價為發(fā)電出清價格加容量電費加過網(wǎng)費，預(yù)期價差擴(kuò)大，可在新興的大數(shù)據(jù)中心、5G 基站、商業(yè)樓宇方面，通過一事一議給予補(bǔ)貼的方式拉動儲能發(fā)展。

4）儲能試點布局 關(guān)于儲能試點布局，本著促進(jìn)可再生能源消納、緩解負(fù)荷中心局部電網(wǎng)輸電阻塞、保障“外電入魯”通道安全的原則，優(yōu)先在山東省北部、東部沿海區(qū)域新能源資源豐富、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)相對薄弱的地區(qū)布局儲能電站，在煙臺、濟(jì)南等中心城區(qū)通道受限地區(qū)和臨沂、濰坊等特高壓落點集中地區(qū)布局儲能項目。

6 結(jié) 論

1）山東電網(wǎng)存在調(diào)峰能力不足和特高壓擾動帶來的穩(wěn)定風(fēng)險問題，但由于火電機(jī)組占比高，目前調(diào)頻需求量不大。

2）對比發(fā)達(dá)國家，山東電網(wǎng)未來調(diào)峰壓力會更大，應(yīng)優(yōu)先發(fā)展大容量、長放電時間的儲能方式，如壓縮空氣儲能、液流電池儲能、能量型鋰電池儲能。

3）在山東省電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提升手段中，儲能在“十四五”期間會有240 萬kW 的空間。

4）儲能發(fā)揮調(diào)峰作用，可以在電力現(xiàn)貨市場中獲益，不足部分通過計劃手段或新能源租賃手段予以支持。