天然气发电与电池储能调峰政策及经济性对比

doi:10.19799/j.cnki.2095-4239.2021.0263

摘要/Abstract

摘要：

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。新能源发电固有的随机性、间歇性、波动性使调峰问题日益突出。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资源。首先，梳理了各省天然气发电调峰、储能调峰相关政策和市场规则，从准入门槛、参与方式、申报价格等方面进行了对比分析；然后，基于平准化电力成本(LCOE)概念，详细分析了包含初始投资、运维检修、燃料成本在内的天然气发电调峰电站、储能电站成本构成；最后，以某省为例，对比燃气发电调峰和储能调峰经济性，定量分析了初始投资、利用小时数、燃料/充电成本等因素对平准化电力成本的影响。通过对比得出，随着成本的不断下降，未来在短时调峰方面，电池储能将比燃气发电调峰更有竞争力。

关键词: 电化学储能系统, 燃气发电, 调峰, 经济性比较

Abstract:

Constructing a new power system with new energy as the main body means that wind power and photovoltaic will become the main body of the future power system. Peak shaving problems will become more prominent due to the inherent randomness, intermittentness, and volatility of new energy power generation. The gas power station and electrochemical energy storage are expected to become an important peak shaving resource in the future due to their large adjustable range and fast response speed. First, the relevant policies and market rules of natural gas power generation peak shaving and energy storage peak shaving in various provinces were sorted out, and a comparative analysis was conducted in terms of entry barriers, participation methods, and declared prices. Second, a detailed analysis of the cost composition of energy storage power stations, including initial investment, operation and maintenance, and charging costs, is performed using the concept of levelized cost of electricity (LCOE). Finally, using a province as an example, compare the economics of gas-fired power generation peak shaving versus energy storage peak shaving, including a quantitative analysis of the initial investment, utilization hours, fuel/charge cost, and other factors influencing electricity costs. In comparison, as the cost of energy storage continues to fall, short-term peak shaving will become more competitive in the future than gas-fired power peak shaving.

Key words: battery energy storage system (BESS), gas power generation, peak regulation, economic comparison

中图分类号:

TQ 028.8

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图/表 14

表1

表2

储能参与有偿调峰辅助服务规则"

地区/省	政策名称	发布时间
东北	《东北电力辅助服务市场运营规则》(东北监能市场〔2020〕112号)	2020年9月
广西	《广西电力调峰辅助服务交易规则(征求意见稿)》(南方监能市场函〔2019〕123 号)	2019年7月
贵州	《贵州电力调峰辅助服务市场交易规则(试行)》	2020年2月
安徽	《安徽电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》	2020年11月
福建	《福建省电力调峰辅助服务交易规则(试行)(2020年修订版)》	2020年6月
江苏	《江苏电力辅助服务(调峰)市场建设工作方案》《江苏电力辅助服务(调峰)市场启停交易补充规则》	2018年11月
河南	《河南电力调峰辅助服务交易规则(试行)》	2019年7月
湖北	《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》	2020年6月
湖南	《湖南省电力辅助服务市场交易规则(试行)》(湘监能市场〔2020〕81号)	2020年11月
江西	《江西省电力辅助服务市场运营规则(试行)》	2020年10月
山东	《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)(2020年修订版)(征求意见稿)》	2020年10月
山西	《山西独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市场交易实施细则(试行)》	2020年8月
甘肃	《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》	2021年4月
宁夏	《宁夏电力辅助服务市场运营规则(试行)》	2018年3月
青海	《青海电力辅助服务市场运营规则(征求意见稿)》	2020年11月
新疆	《新疆电力辅助服务市场运营规则》	2020年1月
华北	《华北电力调峰辅助服务市场运营规则》(2019年修订版)《第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场规则(试行，2020版)》	2019年11月
河北南网	《第三方独立主体参与河北南网电力调峰辅助服务市场试点规则》	2020年11月
浙江	《浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务市场交易规则(试行)(征求意见稿)	2021年5月

表2

表3

调峰政策对比分析"

比较项	燃气发电调峰	储能调峰
准入门槛	部分省份未做要求，东北、山东、甘肃、新疆要求参与调峰辅助服务的燃气机组单机容量在100 MW以上。	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，其他省份基本上要求在10 MW以上；充放电时长基本上为不低于2 h或不低于4 h
调峰类型	调峰类型较多，包括深度调峰、停机备用、应急启停调峰、跨省调峰等	调峰类型较少，大多数为深度调峰和启停调峰
参与方式	参与方式单一，仅有发电侧一种形式	参与方式多样，包括火储联合、新能源配套储能、用户侧储能、电网侧储能、第三方独立储能、共享储能等多种形式
补偿价格	深度调峰多采用“阶梯式”报价方式，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，多按机组额定容量区间浮动报价，比如30万千瓦的机组报价范围为为60万～220万元/次	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。
区域范围	出台燃气发电有偿调峰的省或地区较少。相对较高的气电价格，使得气电机组分布与经济发展水平高度相关，目前主要集中在经济发达的长三角、珠三角和京津地区。广东、江苏、浙江、上海，是国内燃气电厂最为密集的省份	出台储能有偿调峰的省或地区较较多，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。新能源消纳困难的区域对储能需求最为迫切
支持力度	政策不完善，缺乏明确的定位和指引，鼓励发展天然气调峰电站是未来的方向	储能建设受地理位置、装机容量的限制较少，大多数省份都支持储能产业发展

表3

表4

表5

表6

表7

表8

表9

图1

图2

图3

图4

表10

参考文献 18

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制造商	机型	检修周期(以等效运行时间EOH为标准)/h
制造商	机型	检修室(小修)	热通道(中修)	大修
西门子	V84.3/94.3A	8000	25000	50000
GE	PG7F/9F	8000	24000	48000
三菱重工	M701F	8000	24000	48000

电站名称	电站规模	工程投资/万元					单位投资成本/[万元/(MW·h)]
电站名称	电站规模	建筑工程费	设备购置费	安装工程费	其他费用	合计	单位投资成本/[万元/(MW·h)]
昆山储能电站	110.88 MW/193.6 MW·h	7268	46968	4091	6734	65061	336.1
镇江储能电站	101 MW/202 MW·h	4709	59714	4789	7000	76000	377.3
芙蓉储能电站	26 MW/52 MW·h	1511	13426	1425	1766	18128	348.8
榔梨储能电站	24 MW/48 MW·h	812	12838	930	1621	16201	377.5
延农储能电站	10 MW/20 MW·h	283	5753	487	643	7166	358.3

储能电站名称	电站规模	最高限价	单位容量年运维服务费用
镇江北山储能电站	16 MW/32 MW·h	270万元	4.0万元/(MW·h)
镇江长旺储能电站	8 MW/16 MW·h
镇江新坝储能电站	10 MW/20 MW·h
苏州乐余储能电站	20.16 MW/35.2 MW·h	208万	4.3万元/(MW·h)
苏州任阳储能电站	7.56 MW/13.2 MW·h	208万	4.3万元/(MW·h)
长沙芙蓉储能电站	26 MW/52 MW·h	94万	1.8万元/(MW·h)
长沙榔梨储能电站	24 MW/48 MW·h	90万	2万元/(MW·h)
长沙延农储能电站	10 MW/20 MW·h	62万	2万元/(MW·h)

假设条件	燃气发电	磷酸铁锂电池(4 h)	全钒液流电池(4 h)
装机容量/MW^①	200	200	200
单位造价	3000元/kW	1500元/(kW·h)	3000元/(kW·h)
年平均运维检修成本占初始投资的比例/%	5%	2%	3%
设备残值占初始投资比例/%	5%	5%	40%
年运行小时数/h	1200	1200(放电)	1200(放电)
充放电深度(DOD)	—	90%	100%
系统效率/%	—	88%	75%
年平均衰减率	—	2%	0
项目寿命/年	20	10	15
单位碳排放成本/(元/t)	30	30	30
碳排放基准/[kg/(kW·h)]	0.382	0	0
基准收益率	8%	8%	8%
单位发电气耗/[m³/(kW·h)]	0.19	—	—
燃气单价/[元/(kW·h)]	2.1	—	—

比较项	燃气发电机组	磷酸铁锂电池(4 h)	全钒液流电池(4 h)
装机/MW	200	200	200
发电量/亿千瓦时	48	19.32	27
初始投资成本/亿元	6	13.33	24
燃料成本现值/亿元	4.7	0(未考虑充电成本)	0(未考虑充电成本)
运维检修成本现值/亿元	2.95	1.8	6.2
设备残值/亿元	0.06	0.31	3.03
碳排放成本现值/亿元	0.27	0	0
总成本现值/亿元	13.85	14.81	27.14
平准化电力成本/[元/(kW·h)]	0.588	1.129	1.761