支撑双碳目标的新型储能发展潜力及路径研究
任大伟, 侯金鸣, 肖晋宇, 金晨, 吴佳玮
（全球能源互联网发展合作组织, 北京 100031）
摘要： 构建新型电力系统对于实现“碳达峰、碳中和”目标至关重要。系统灵活调节能力已成为构建新型电力系统的关键因素。新型储能具有多种优势，且技术经济性正在快速进步，必将成为提升系统灵活调节能力的重要支撑。未来支撑实现双碳目标的新型电力系统需要多少新型储能、什么样的新型储能以及如何发展新型储能是需要重点研究的课题。将中国电力系统转型路径、灵活性资源协同规划、储能技术发展及中国电力系统的特征相结合，以转型路径情景为基础边界，充分考虑煤电发展过程存在的不确定，提出3种新型储能研究方案；采用基于时序生产模拟的电力系统源网荷储扩展优化模型，充分刻画七大区域电网的电源、负荷及电网互联等系统特性，全面考虑系统灵活性资源的技术经济特性，量化分析全国七大区域电网对各类型储能的需求潜力；从碳达峰、快速减排、碳中和3个阶段，针对新型储能的发展任务、技术经济水平及发展规模等维度提出新型储能的发展路径，为中国新型储能发展规划和产业持续发展提供决策参考。
引文信息
任大伟, 侯金鸣, 肖晋宇, 等. 支撑双碳目标的新型储能发展潜力及路径研究[J]. 中国电力, 2023, 56(8): 17-25.
REN Dawei, HOU Jinming, XIAO Jinyu, et al. Research on development potential and path of new energy storage supporting carbon peak and carbon neutrality[J]. Electric Power, 2023, 56(8): 17-25.
引言
2020年9月中国提出全社会实现“碳达峰、碳中和”的目标，制定了2030年风光新能源和非化石能源占比新目标，发布了1+N 政策体系，提出构建新能源占主体的新型电力系统，为中国能源电力清洁转型指明了发展方向和遵循路径[1-3] 。截至2022年，中国风电、光伏装机分别达3.65亿kW、3.93亿kW，两者占全国发电总装机容量的29.6%。“双碳”目标下，以风光为代表的新能源未来将继续保持较高增速，逐步成为主力电源。风光新能源发电具有随机性、波动性、间歇性等特点，系统灵活调节能力已成为影响风光集中式与分布式大发展、构建新型电力系统的关键因素。新型储能一般指除抽水蓄能外，用于电力存储的一类新兴储能技术，主要包括锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能、储热（冷）等，具有形式多样、布置灵活、响应快速等特点，技术经济性正快速进步，是提升系统灵活调节能力的必然选择和重要支撑。为推动新型储能产业健康发展，国家相继印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》《“十四五”可再生能源发展规划》等政策文件与规划。随着能源清洁转型不断深入，风光等波动性新能源占比快速提高，未来支撑实现“双碳”目标的新型电力系统到底需要多少新型储能、需要什么样的新型储能以及新型储能技术和产业如何发展才能够满足需求，还需要进一步的探索。近年来，已有专家学者针对中国新型电力系统构建过程中的储能需求开展了较为宏观的研究分析[4-8] 。文献[4]研究了深度低碳、零碳、负碳三种电力转型情景下的转型路径，探讨了新能源利用、电力平衡等亟待解决的重大问题，提出了电力系统低碳转型对新型储能的需求。文献[5]聚焦电力供应保障问题，选取深度低碳保守场景作为煤电退减路径基础场景开展电力电量平衡分析，并给出了基础场景下新型储能的规模。新型电力系统源网储规划方法方面，已有专家学者开展了深入的研究[9-12] 。文献[9]基于灵活性供需平衡机理，建立了包含投资决策和运行模拟的双层统筹规划模型，设计了两阶段迭代求解算法，对源荷储资源进行了优化规划。文献[10]引入灵活性指标量化评估了电源、负荷、储能多类型灵活性资源的调节潜力并作为优化变量纳入到规划模型中，建立了以成本最低为目标的高比例新能源电源规划模型。文献[11]建立了计及多种灵活性资源出力约束和基于时序的生产运行模型，以系统总成本最低为优化目标，优化新能源电源、互联电网及储能的容量。新型储能技术发展方面，文献[13]回顾分析了储能技术的基础研究、关键技术和集成示范，总结了2021年中国储能技术领域的主要进展。文献[14]在综述国内外储能技术发展现状的基础上，提出了储能技术的未来发展总目标，从5个维度提出了关键技术发展路线图。以上研究分别从新型电力系统转型路径、源网储协同规划、新型储能技术发展各自维度开展了深入研究。本文将中国电力系统宏观转型路径分析、微观源网荷储灵活性资源协同规划分析、不同类型新型储能技术发展定位和水平以及中国电力系统煤电基数大且全国区域电网互联的系统特征相结合，以中国实现双碳目标的新型电力系统转型路径情景为基础边界，充分考虑煤电发展过程存在的不确定，提出3种支撑双碳目标实现的新型储能研究方案，采用基于8 760 h时序生产模拟的电力系统源网荷储扩展优化模型，充分刻画七大区域电网的资源禀赋、负荷特征以及区域电网之间的互联格局和规模，全面考虑系统中可调节电源、新能源、互联电网、负荷需求响应及各类型储能等灵活性资源的技术经济特性，量化分析全国七大区域电网对各类型储能的需求潜力，并分碳达峰、快速减排、碳中和3个阶段从新型储能的发展任务、技术经济水平以及各种新型储能技术的发展规模等维度提出新型储能的发展路径，为中国新型储能发展规划和产业持续健康发展提供决策参考。
1 模型方法及流程
1.1 模型方法 1）优化目标为系统总成本最低，包括投资成本和运行成本。电源、电网及储能的投资成本为单位投资成本与容量的乘积，其中容量为优化变量。系统的总运行成本包括火电的发电成本、失负荷成本，火电出力与失负荷量为优化变量，即
分别为电源、电网、储能的年化投资成本和系统的年运行成本。 2）投资决策约束主要包括系统供电充裕度、新能源发电量占比以及新能源电源、互联电网及新型储能的最大可规划容量等。系统供电充裕度方面，要求失负荷量小于负荷总量的较小比例，或者不允许失负荷，约束为N t 、N d 分别为时段数和负荷数；d i ,t 分别为时刻 t 负荷 i 及其失负荷的大小； β 为供电充裕度。 新能源发电量占比可反映新型电力系统低碳转型的进程，一般要求一定比例的系统用电负荷由新能源发电来满足，约束为r i ,t t 新能源i 的发电出力；N r 为新能源设备数量； α 为新能源发电的渗透率，与能源转型进程密切相关。3）生产运行主要考虑可调节性电源和新能源出力、互联电网输送功率、储能充放电功率以及系统电力供需平衡等运行特性，其中储能充放电约束为分别为时刻 t 储能的放电和充电功率； C apsto 为储能的待建功率，为优化决策变量； E sto,t 为时刻t 储能的荷电或电量状态； η sto 为储能充放电效率； H sto 为储能持续充放电时间，一般要求储能充放电过程满足储能设备的能量平衡。 不同类型储能充放电效率、持续充放电时长、成本各不同，不再区分不同类型储能跨时间尺度平衡的特点，允许不同类型储能基于时序曲线决定充放电，从经济性最优的角度开展统筹优化。其他详细数学表达可进一步参考文献[11, 15]。1.2 计算流程 储能需求优化计算流程如图1所示。首先，根据已有研究基础确定各类输入参数，包括各类可调节电源出力特性、成本及规模，新能源出力曲线、成本及规模，电网输电特性、成本及规模，储能调节特性和成本，新能源渗透率以及供电充裕度等技术经济指标，具体参数详见2.2节基础边界。其次，以确保用电可靠性为前提，结合各类电力、电量平衡约束，以综合度电成本最低为优化目标，采用混合整数线性规划进行建模，优化系统8 760逐小时的运行过程；最终，得出满足平衡要求的最优储能装机、新能源装机优化结果，计算相应的新能源利用率和系统综合度电成本等参数。
图1 储能需求优化计算流程
Fig.1 Optimization calculation process of energy storage demand
储能需求是对其功率、持续放电时间、成本等因素的复杂组合，因此，对功能区别较大的短时储能（提供功率调节能力）和长期储能（提供能量调节能力）分别建模。求解过程充分考虑了来自于可调节电源、电网互联和负荷错峰等方面的灵活性，计算结果是系统对各类型储能的需求，包括短时储能（抽蓄和锂离子电池储能）和长期储能（氢储能），抽蓄以外的储能需求即为新型储能需求。
2 储能需求潜力
2.1 电力系统转型路径 [11] 。碳达峰阶段（2030年前），推动构建新型电力系统，转变煤电定位，加快风光新能源发电建设，电力生产碳排放明显下降。2030年新能源发电量占比约30%，电力生产碳排放降至45亿t。快速减排阶段（2030—2050年），在确保供应安全的前提下，推动煤电有序退出，优化气电功能布局，通过碳捕集利用与封存（CCS）、生物质碳捕集与封存碳捕集量约15亿t CO2 ，2050年前电力生产实现近零排放，2050年新能源发电量占比约60%。全面中和阶段（2050—2060年），2060年电力生产90%以上由清洁电源供应，65%由新能源电源供应，碳捕集量约10亿t CO2 ，进入电力供应负排放时代，为全社会2060年前碳中和提供负排放空间。2.2 基础边界 2.2.1 负荷水平及特性 [16] ，预计2030、2050、2060年中国全社会用电量分别达到11.4万亿、16万亿、17万亿kW·h；最大负荷分别达到18.2亿、26亿、27.4亿kW。在负荷特性方面，考虑优惠电价政策或市场机制的引导作用，部分负荷将向用电成本更低的时段转移，起到一定移峰填谷的效果，负荷最大利用小时数将逐年有所提高。2.2.2 电源装机
图2 中国不同阶段电源装机
Fig.2 Power generation capacity of China at different stages
由于煤电发展受多种因素影响，研究中以前述转型路径情景作为基准方案，分别构建高煤电、低煤电方案的发展情景。基准方案：延续现有的煤电发展政策，从主体电源向调节性电源转变，将主要发挥辅助服务、保障灵活性和可靠性等作用。2030年前，装机容量达峰12.7亿kW后，到2050年逐步降至7.2亿kW左右，到2060年，进一步降至5亿kW，约2亿~3亿kW煤电机组关停后作为战略备用保留。高煤电方案：考虑碳捕集及封存技术快速进步和大规模应用，煤电+CCS可以实现较好的减排效果，2030年前煤电装机峰值达到13亿kW，2050年、2060年装机分别降至9亿、7亿kW。2060年约2亿~3亿kW煤电机组关停后作为战略备用保留。低煤电方案：按照煤电低峰值达峰，最终煤电不再纳入日常电力电量平衡，约2亿~3亿kW煤电机组关停后作为战略备用保留，2030年前煤电装机峰值为11.4亿kW，2050年、2060年装机分别降至2.3亿kW、0。风电、光伏的小时级时序发电出力特性数据来自全球清洁能源资源开发与评估平台（GREAN）[17-18] ，根据电源基地规划方案，每个区域选取5~10个具有代表性的新能源发电特性曲线。考虑极热无风、极寒无光等气候条件在一年中出现的平均时长，分析计算中2060年允许系统失去一定比例的负荷，最大允许失负荷量约占全年用电负荷的5‰，且失负荷设置一定成本门槛，约2元/(kW·h)，失负荷通常由作为应急和战略备用的2亿~3亿kW煤电来保障。储能的需求与系统调节电源的规模、结构和分布关系密切，为充分考虑构建新型电力系统的储能需求，在分析计算过程中，2060年作为应急和战略备用的2亿~3亿kW煤电未纳入平衡计算。2.2.3 互联电网 [19-21] 。2.2.4 新型储能 考虑短时功率型储能和长期能量型储能在电力系统中的不同作用，分别对2种储能进行建模和优化计算。短时储能主要考虑抽水蓄能和锂离子电池（新型短时储能），两者分开建模，抽蓄持续放电时间按照6~8 h考虑，充放电效率75%，锂离子电池持续放电时间按照4 h考虑，充放电效率85%，结合专项规划，分析中不再对抽蓄规模进行优化；新型长期储能参照包含电解槽、储氢罐和氢发电设备的氢储能系统为例，持续放电时间一般可达100 h，“电-氢-电”的充放电效率为50%。结合大规模储能技术发展研究，以下给出不同类型储能的投资成本变化趋势[22-23] ，如图3所示。
图3 各类储能不同阶段的投资成本
Fig.3 Investment cost of various types of energy storage at different stages
2.3 储能需求分析 2.3.1 基准方案 基准方案下不同区域各个阶段的储能总需求、短时储能需求、长期储能需求以及2060年西北区域最大负荷周电力平衡结果如图4~7所示。分区域来看，华北区域新能源装机总量较高，出力波动明显，与用电负荷需求不匹配，呈现强烈的反调峰特性，对储能的需求较高。华东区域用电负荷较大，对用户侧灵活性调节资源的需求较大。华中区域水电等可调节电源占比较高，对新型储能的需求相对较小。东北区域热电联产机组占比较高，灵活性调节能力相对有限，对储能的需求较大。西北区域风光新能源装机占比高，在煤电装机逐渐降低、水电基本开发完毕、核电开发受站址限制等条件下，对储能的需求较大。西南区域水电装机占比高，调节能力较为充足，对新型储能的需求不大。南方区域用电负荷大，外受电比例高，区外来电的特性对电网的灵活性影响明显，如果充分发挥云南等地的水电调节能力，可以显著降低煤电需求。
图4 不同区域各个阶段的储能总需求
Fig.4 Total energy storage demand of each stage in different regions
图5 不同区域各个阶段的新型短时储能需求
Fig.5 New short-term energy storage demand of each stage in different regions
图6 不同区域各个阶段的新型长期储能需求
Fig.6 New long-term energy storage demand of each stage in different regions
图7 2060年西北区域最大负荷周电力平衡结果
Fig.7 Maximum load weekly power balance results of Northwest China region in 2060
2.3.2 高煤电方案 2.3.3 低煤电方案 2.3.4 方案对比 3种方案下，电力系统经济性水平存在差异。低煤电方案煤电装机最小，但需要增加新能源装机以补充煤电退出留下的电量缺口，并且新装大量的储能满足系统灵活性需求；高煤电方案对储能需求小，但煤电发电量大，每年煤耗成本和碳捕集及封存的成本相应较高。综合来看，基准方案是将设备投资成本、运行成本等多种经济性因素统筹考虑的优化结果。
3 储能发展路径
基于以上不同类型储能需求规模优化分析结果，结合各类储能技术的发展研判，从阶段目标、技术水平、发展规模等维度研判给出在实现“双碳”目标的过程中储能发展路径，如表1所示，众多储能技术将构成一个与现代能源体系发展相适应的综合储能系统。以下分析中，将短时储能进一步细分为抽蓄和飞轮、压缩空气储能、锂（钠）离子电池、液流电池、电动汽车等新型短时储能，长期储能主要包括氢储能，也是新型长期储能。
表1 储能不同维度发展路径
Table 1 Development paths of energy storage in different dimensions
3.1 碳达峰阶段（2030年前） 3.2 快速减排阶段（2030—2050年） 3.3 碳中和阶段（2060年前） 从建设规模来看，到2060年，电化学电池储能电站约3.5亿~4亿kW（16亿~21亿kW·h），电动汽车参与V2G的规模约3.5亿~4亿kW，氢储能约1亿~1.5亿kW；其他新型储能总规模在1亿kW以内。
4 结论与建议
本文以双碳目标下电力转型路径情景为基础边界和方案，综合考虑煤电装机的不确定性，提出3个支撑双碳目标实现的储能研究方案，采用基于8 760 h时序生产模拟的电力系统源网荷储扩展优化模型开展全国储能需求量化研究，并从不同阶段的发展任务、技术水平、建设规模等维度提出发展路径。主要结论和建议如下。1）基准方案下的储能需求是统筹考虑系统技术经济性的最优结果。预计2030、2050和2060年，中国新型储能（不含抽蓄）需求分别为0.9亿、6.5亿、9亿kW，其中长期储能需求分别为0、0.6亿和1亿kW。分区域来看，西南区域对新型储能需求最小；华东、南方、华中3个区域仅对短时储能需求较大；西北、华北、东北3个区域对新型短时储能和新型长期储能都有需求。2）综合基准、低煤电、高煤电3种方案分析，考虑到煤电退出路径和新型储能技术经济性进步的不确定性，预计2030年、2050年、2060年新型储能需求为0.5亿~1.5亿、5亿~8亿、8亿~10亿kW。3）2030年前碳达峰阶段，应充分利用这一窗口期，积极探索新型储能技术在各场景下的工程应用，为后续快速减排阶段的需求奠定基础。4）2030—2050年快速减排阶段，需要在电源侧快速提高短时储能，逐渐增加长期储能；在用户侧，电动汽车参与V2G比例快速提高，电-氢跨能源品种的耦合不断增强，非专用的低边际成本储能逐渐成为用户侧储能的主体。5）2060年前碳中和阶段，各种技术类型的储能在不同应用场景下发挥重要作用，共同构成综合储能系统。（责任编辑 许晓艳）
作者介绍
任大伟（1983—），男，通信作者，高级工程师，从事电力系统分析、规划和控制，大规模储能技术及应用研究，E-mail：dawei-ren@geidco.org;
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侯金鸣（1981—），男，高级工程师，从事电力系统规划、运行与控制，大规模储能技术及应用研究，E-mail：jinming-hou@geidco.org.