基于系統(tǒng)動力學(xué)的共享儲能政策效應(yīng)分析

摘要

共享儲能采用統(tǒng)一規(guī)劃、建設(shè)和調(diào)度，具有初始投資低、運營風(fēng)險小、設(shè)備質(zhì)量有保障、利于多重價值的實現(xiàn)等優(yōu)點，未來有望成為儲能和新能源協(xié)同發(fā)展的主流模式，該模式的持續(xù)、健康發(fā)展離不開合理、有效政策的支持。本工作分析了我國共享儲能發(fā)展現(xiàn)狀，應(yīng)用系統(tǒng)動力學(xué)方法搭建了光伏和共享儲能發(fā)展的系統(tǒng)動力學(xué)模型；基于某省實際及規(guī)劃數(shù)據(jù)，確定模型參數(shù)，模擬仿真了在不同配儲比例、配儲時長、租賃費用、年調(diào)度次數(shù)等政策情景下的光伏及儲能裝機規(guī)模變化。研究結(jié)果表明，共享儲能政策的制定需綜合考慮新能源規(guī)劃目標(biāo)、儲能規(guī)劃目標(biāo)、系統(tǒng)靈活性需求等因素，積極拓展儲能收益來源，使源網(wǎng)荷合理分攤儲能成本，才能實現(xiàn)新能源和儲能的高質(zhì)量協(xié)同發(fā)展。關(guān)鍵詞

共享儲能；系統(tǒng)動力學(xué)；政策效應(yīng)2021年以來，國家出臺多項政策明確提出大力推進電源側(cè)儲能發(fā)展，20多個省、自治區(qū)明確了新能源配置儲能的要求。根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟(CNESA)全球儲能項目庫的不完全統(tǒng)計，2021年中國新型儲能新增投運規(guī)模首次突破2GW，以源側(cè)新能源配置儲能和獨立儲能應(yīng)用為主。新能源企業(yè)自建儲能主要是為滿足新能源項目競爭性配置要求，配建儲能將增加新能源企業(yè)初始投資壓力，配置儲能減少棄電收益和考核費用遠不能彌補投資成本，新能源企業(yè)傾向于選擇性能較差、成本較低的儲能產(chǎn)品。發(fā)電側(cè)儲能采用共享模式具有以下優(yōu)點：統(tǒng)一規(guī)劃、統(tǒng)一建設(shè)、接受電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度，有效提高儲能利用率，最大程度發(fā)揮儲能調(diào)節(jié)能力；共享電站多在百兆瓦級及以上，通過規(guī)?；少弮δ茉O(shè)備和建設(shè)施工，可降低儲能電站成本，減小項目建設(shè)初期投資壓力和未來運營風(fēng)險；有效減少新能源自配儲能設(shè)備質(zhì)量參差不齊、技術(shù)性能難以保證、安全隱患較大等問題。針對電源側(cè)共享儲能，國內(nèi)外已開展了一系列相關(guān)研究和實踐。文獻提出一種發(fā)電側(cè)新能源電廠的共享儲能機制，建立基于合作博弈的共享儲能規(guī)劃模型。文獻提出了面向可再生能源消納的共享儲能商業(yè)運營模式，依托國網(wǎng)青海省電力公司共享儲能交易的實踐案例，對共享儲能交易的可行性和存在的問題進行了分析。文獻構(gòu)建了面向新能源消納場景的共享儲能綜合評價指標(biāo)體系，并采用基于FAHP和ITOPSIS的綜合評價方法，對青海省共享儲能交易試點進行了評價研究。文獻提出了風(fēng)電共享儲能協(xié)同運行模式，建立了共享儲能優(yōu)化模型，該模型能提升風(fēng)電消納能力、提高系統(tǒng)的經(jīng)濟效益。過去兩年，中國密集出臺了多項關(guān)于儲能的政策，也開展了一些相關(guān)的政策研究，但從研究內(nèi)容來看，更多關(guān)注的是政策內(nèi)容本身，在共享儲能的政策效應(yīng)分析和評價方面，比如政策是否達到預(yù)期、哪種組合政策效果最優(yōu)、政策對儲能推廣的影響路徑的研究尚處于空白。本工作基于搭建的新能源與共享儲能協(xié)同發(fā)展的系統(tǒng)動力學(xué)模型，模擬在不同租賃費用、配置要求、年調(diào)度次數(shù)等政策作用下的共享儲能發(fā)展趨勢，并分析相關(guān)政策的有效性，為優(yōu)化共享儲能政策提供參考。1我國共享儲能發(fā)展現(xiàn)狀1.1總體情況根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟(CNESA)儲能項目庫的不完全統(tǒng)計，截至2021年底，中國已投運共享儲能項目累計裝機規(guī)模為894MW，其中電化學(xué)儲能的累計裝機規(guī)模為794MW。已投運的共享儲能項目，主要分布在山東、湖南、河北、青海、甘肅、福建6個省，其中，山東、湖南、河北累計裝機規(guī)模達到百MW以上。從中國已投運的共享儲能項目的應(yīng)用分布上看，電網(wǎng)側(cè)的累計裝機規(guī)模最大，為684MW，其次是電源側(cè)，為110MW。從各應(yīng)用領(lǐng)域的技術(shù)分布上看，鋰離子電池占據(jù)了最大比重，特別是電源側(cè)(新能源發(fā)電側(cè)和輔助服務(wù))，全部應(yīng)用了鋰離子電池，電網(wǎng)側(cè)中的占比達到99.7%；2021年，壓縮空氣儲能和液流電池在共享儲能項目中得到首次應(yīng)用，前者是全球首個并網(wǎng)的百兆瓦級先進壓縮空氣儲能系統(tǒng)，后者在山東首批儲能示范項目中主要用于實證研究。目前投運的典型共享儲能電站見表1。表1

目前投運的典型共享儲能電站1.2共享儲能政策及實踐1.2.1共享儲能相關(guān)政策近兩年，除了國家層面出臺的《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》明確提出了探索共享儲能模式之外，陜西、寧夏、山東、湖南等11個省、自治區(qū)也相繼出臺了鼓勵開展共享儲能建設(shè)的政策。從出臺的相關(guān)政策來看，為解決新能源消納困難、系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不足等問題，多個省份鼓勵探索建設(shè)共享儲能。國內(nèi)出臺的共享儲能政策見表2。表2

國內(nèi)共享儲能相關(guān)政策1.2.2共享儲能實踐從共享儲能實踐來看，青海、山東、河南等省走在全國前列。青海在國內(nèi)率先提出共享儲能這一概念，構(gòu)建了儲能和新能源發(fā)電企業(yè)之間的市場化交易機制；山東從新型儲能應(yīng)用的頂層設(shè)計入手，通過健全政策和市場機制、開展示范項目建設(shè)，探索出具有山東特色的“共享儲能”創(chuàng)新模式，引領(lǐng)2021年全國儲能市場的發(fā)展；河南最新的《“十四五”新型儲能實施方案(征求意見稿)》明確提出了2022年集中共享式電化學(xué)儲能容量租賃參考價格為260元/(kWh?a)，是全國首次政策制定層面提出電化學(xué)儲能容量租賃參考價格。從共享儲能相關(guān)政策及實踐來看，新能源配額租賃是共享儲能一項主要、穩(wěn)定的收益來源。新能源配額租賃儲能，勢必會增加新能源項目成本，降低收益率，租賃成本過高影響新能源項目建設(shè)意愿；租賃成本過低，影響儲能建設(shè)積極性，不利于形成以儲能和調(diào)峰能力為基礎(chǔ)支撐的新增電力裝機發(fā)展機制。另外，儲能配置比例、配置時長也會影響新能源和儲能的發(fā)展速度和規(guī)模。因此，如何制定合理的配置比例、時長、租賃費用等政策，成為亟待解決的問題。2新能源側(cè)共享儲能發(fā)展的系統(tǒng)動力學(xué)模型系統(tǒng)動力學(xué)(systemdynamics，SD)是一門分析研究信息反饋系統(tǒng)的學(xué)科，也是一門認識系統(tǒng)問題和解決系統(tǒng)問題的交叉性、綜合性學(xué)科。系統(tǒng)動力學(xué)認為，系統(tǒng)的行為模式與特性主要取決于其內(nèi)部的動態(tài)結(jié)構(gòu)與反饋機制，系統(tǒng)在內(nèi)外動力和制約因素的作用下按一定的規(guī)律發(fā)展演化。SD可以從系統(tǒng)的微觀結(jié)構(gòu)角度分析各因素之間的因果關(guān)系和反饋機制，模擬預(yù)測系統(tǒng)動態(tài)變化，一般通過構(gòu)建內(nèi)部結(jié)構(gòu)流圖并將圖中各種關(guān)系用數(shù)學(xué)模型表示，從而研究復(fù)雜系統(tǒng)隨時間的動態(tài)演化。未來儲能的發(fā)展除了受本身技術(shù)性能、投資成本影響外，還受新能源增速、電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)需求、電力市場等多個外部因素影響。這些因素相互影響、相互作用，具有系統(tǒng)性、復(fù)雜性和動態(tài)性的特征。因此，本工作采用系統(tǒng)動力學(xué)方法來分析不同政策及政策組合對儲能未來發(fā)展的影響。系統(tǒng)動力學(xué)建模并沒有固定的方法，本質(zhì)上是創(chuàng)造性的，但基本都遵循以下步驟：明確問題，確定系統(tǒng)的邊界、提出動態(tài)假說、寫方程、測試、政策設(shè)計和評估。遵循上述步驟，建立系統(tǒng)動力學(xué)模型：（1）明確問題，確定系統(tǒng)邊界：為解決風(fēng)、光等新能源快速發(fā)展和電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不足之間的矛盾，在新型儲能成本高、無成熟商業(yè)模式的背景下，需合理制定配儲比例、配儲時長、成本分攤比例等相關(guān)政策，以加快形成以儲能和調(diào)峰能力為基礎(chǔ)支撐的新增電力裝機發(fā)展機制。本模型中，模擬的時間范圍為2021—2025年，關(guān)鍵變量為光伏累計裝機、儲能累計裝機、需減少的累計棄電量。（2）提出動態(tài)假說：重點考慮對模型動態(tài)特性起決定性作用的關(guān)鍵因素，提出由光伏裝機壓力、儲能經(jīng)濟性、光伏經(jīng)濟性、儲能靈活性缺額、儲能增加的靈活性等5條反饋回路組成的系統(tǒng)內(nèi)部反饋結(jié)構(gòu)，建立系統(tǒng)因果結(jié)構(gòu)圖、存量流量圖。（3）寫方程：明確決策規(guī)則，估計參數(shù)初始值，確定各相關(guān)變量之間的數(shù)學(xué)關(guān)系。（4）測試：包括檢查量綱是否一致，模型的模擬行為和系統(tǒng)的現(xiàn)實行為的比較，模型參數(shù)和初始化條件的靈敏度檢測等。（5）政策設(shè)計和評估：為反映現(xiàn)實世界中政策的新增和改變，修改模型結(jié)構(gòu)及相關(guān)參數(shù)，分析政策實施的效果。2.1模型邊界及假設(shè)模型主要考慮如下邊界和假設(shè)：（1）為簡便起見，本工作構(gòu)建的模型以集中式光伏配儲能為研究對象，不考慮風(fēng)電等其他新能源配儲、源網(wǎng)荷儲一體化、風(fēng)光水火基地等場景；（2）假設(shè)“十四五”期間，在不配置儲能情況下的棄電率隨光伏裝機規(guī)模增大，光伏平均綜合發(fā)電效率為85%，允許的最大棄電率為5%；（3）光伏項目壽命按25年考慮，“十四五”期間，光伏單位容量價格保持不變，為4000元/kW，儲能主要考慮技術(shù)比較成熟的電化學(xué)儲能，項目壽命按10年考慮。2.2系統(tǒng)因果關(guān)系分析深入分析系統(tǒng)的主要變量及政策調(diào)控因素間的因果關(guān)系，利用系統(tǒng)動力學(xué)軟件VENSIMPLE7.3.5繪制其因果關(guān)系，如圖1所示。圖1

新能源與共享儲能協(xié)同發(fā)展的系統(tǒng)動力學(xué)因果關(guān)系反饋

從圖1可知，新能源與儲能協(xié)同發(fā)展的系統(tǒng)動力學(xué)模型主要有5條反饋回路：負反饋回路B1：光伏建設(shè)速度增加→提升光伏投運裝機規(guī)?！鷾p少待完成的光伏裝機容量→減輕光伏裝機壓力→光伏建設(shè)速度減少。負反饋回路B2：光伏建設(shè)速度增加→儲能建設(shè)速度增加→儲能投運裝機增加→需要光伏分攤的儲能成本增加→光伏經(jīng)濟性降低→光伏建設(shè)速度減少。負反饋回路B3：光伏建設(shè)速度增加→需要新增的儲能靈活性增加→儲能靈活性缺額增加→光伏建設(shè)速度減少。正反饋回路R1：光伏建設(shè)速度增加→儲能建設(shè)速度增加→儲能投運裝機增加→儲能靈活性缺額減少→光伏建設(shè)速度增加。正反饋回路R2：儲能建設(shè)速度增加→儲能投運裝機增加→需要光伏分攤的儲能成本增加→儲能經(jīng)濟性增加→儲能建設(shè)速度增加。2.3系統(tǒng)的存量流量模型根據(jù)上述因果關(guān)系，建立存量流量模型如圖2所示。狀態(tài)變量包括：光伏投運裝機、儲能投運裝機、需減少的累計棄電量；速率變量包括：光伏建設(shè)速度、儲能建設(shè)速度、需減少的棄電量增速；其他變量均為輔助變量和常量。圖2

新能源與共享儲能協(xié)同發(fā)展的系統(tǒng)動力學(xué)存量流量

模型用到的主要方程式如下：（1）光伏投運裝機=INTEG(光伏建設(shè)速度，光伏投運裝機初始值)（2）儲能投運裝機=INTEG(儲能建設(shè)速度，儲能投運裝機初始值)（3）需減少的累計棄電量=INTEG(需減少的棄電量增速，需減少的累計棄電量初始值)（4）光伏建設(shè)速度=光伏擬定的建設(shè)速度*裝機壓力影響系數(shù)*儲能靈活性影響系數(shù)*光伏建設(shè)速度調(diào)整系數(shù)（5）儲能建設(shè)速度=光伏建設(shè)速度*配置比例*儲能建設(shè)速度調(diào)整系數(shù)（6）需減少的棄電量增速=IFTHENELSE(光伏建設(shè)速度*光伏平均綜合發(fā)電效率*峰值年照小時數(shù)*(模擬的實際棄電率-允許的最大棄電率)<0，0，光伏建設(shè)速度*光伏平均綜合發(fā)電效率*峰值年照小時數(shù)*(模擬的實際棄電率-允許的最大棄電率))（7）裝機壓力影響系數(shù)=光伏裝機壓力/裝機壓力參考值（8）光伏裝機壓力=待完成的光伏裝機容量/(目標(biāo)年需新增光伏裝機容量*剩余時間)（9）待完成的光伏裝機容量=目標(biāo)年光伏裝機容量-光伏投運裝機（10）裝機壓力參考值=1/(目標(biāo)年-水平年)（11）儲能靈活性影響系數(shù)=IFTHENELSE(儲能靈活性充裕度>1，1，儲能靈活性充裕度)（12）儲能靈活性充裕度=儲能提供的靈活性/需減少的累計棄電量（13）儲能提供的靈活性=儲能投運裝機*配置時長*DOD*充電效率*年充電次數(shù)（14）光伏建設(shè)速度調(diào)整系數(shù)=建設(shè)意愿表(光伏內(nèi)部收益率)（15）儲能建設(shè)速度調(diào)整系數(shù)=建設(shè)意愿表(儲能內(nèi)部收益率)（16）建設(shè)意愿表=[(0.05，0)-(0.08，1)]，(0.05，0)，(0.06，0.8)，(0.07，0.9)，(0.08，1)3不同政策情景下仿真結(jié)果分析3.1模型參數(shù)及情景設(shè)計3.1.1模型參數(shù)設(shè)定以西部某省為例，進行模擬仿真。以2020年為基準年，時間步長為3個月，設(shè)定模擬時間為5年(60個月)，模擬的時間范圍為2021—2025年。該省2020年光伏、電化學(xué)儲能裝機分別為1238萬千瓦、12.11萬千瓦；根據(jù)該省新能源及儲能規(guī)劃，2025年光伏、電化學(xué)儲能裝機要達到4500萬千瓦、500萬千瓦；新建光伏項目配建儲能規(guī)模要求不低于光伏項目裝機容量的15%、儲能時長2h以上。該省光伏標(biāo)桿上網(wǎng)電價為0.3035元/kWh，年峰值日照時數(shù)為1650h。假定該省計劃采用共享儲能模式滿足新能源配儲要求，統(tǒng)一接入電網(wǎng)，能量時移、容量租賃是共享儲能主要收益來源，平均充電電價為0.2元/kWh，平均放電電價為0.8元/kWh。3.1.2模型情景設(shè)計為實現(xiàn)儲能和新能源的協(xié)同發(fā)展，該省除了要求新建新能源項目需配置15%、2h儲能外，還規(guī)定新能源承擔(dān)配儲80%的初始投資成本，年調(diào)用次數(shù)500次，充電時需交給電網(wǎng)的輸配電價、政府性基金及附加為0.2元/kWh。為了評估政策是否合理，建立以下評價標(biāo)準：2025年可實現(xiàn)光伏裝機4500萬千瓦的目標(biāo)，儲能提供的靈活性充裕度使光伏棄電率滿足不超過5%要求。將該省當(dāng)前執(zhí)行的政策設(shè)定為基準情景(情景1)，在基準情景的基礎(chǔ)上，改變配儲比例、配儲時長、光伏分攤儲能成本比例、年調(diào)度次數(shù)、輸配電價等單個因素，分別得到一系列其他政策情景(情景2～情景6)，同時調(diào)整光伏分攤儲能成本比例和年調(diào)度次數(shù)，得到組合情景7。不同政策情景下的政策組合見表3。表3

政策情景設(shè)計Table3

Policyscenariodesign3.2不同政策情景的仿真結(jié)果分析3.2.1情景1圖3為基準情景(情景1)下，2020—2025年光伏投運裝機、儲能投運裝機、儲能提供的靈活性充裕度。在該情景下，2025年光伏投運裝機為4542.2萬千瓦，儲能投運裝機為451.5萬千瓦，儲能提供的靈活性充裕度不小于1(由儲能靈活性充裕度公式可知，小于1意味著新增儲能提供的靈活性不能滿足新增光伏棄電率不高于5%要求)。由政策合理性的評價標(biāo)準可知，基準情景下光伏投運裝機、儲能提供的靈活性充裕度達到設(shè)定的目標(biāo)。圖3

基準情景下光伏裝機、儲能裝機、靈活性充裕度

3.2.2情景2參照基準情景下的政策組合，只改變光伏配儲比例，光伏配儲比例分別取10%、15%和20%三個數(shù)值，得到政策情景2。由圖4和表4可知，在該情景下，光伏配儲比例由當(dāng)前的15%調(diào)整到10%或20%均無法實現(xiàn)政策目標(biāo)。圖4

不同配儲比例下光伏裝機、儲能裝機、靈活性充裕度表4

情景2政策評價3.2.3情景3參照基準情景下的政策組合，只改變光伏配儲時長，光伏配儲時長分別取1h、2h、3h和4h四個數(shù)值，得到政策情景3。由圖5和表5可知，在該情景下，光伏配儲時長由當(dāng)前的2h調(diào)整到1h、3h或4h均無法實現(xiàn)政策目標(biāo)。圖5

不同配儲時長下光伏裝機、儲能裝機、靈活性充裕度表5

情景3政策評價3.2.4情景4參照基準情景下的政策組合，只改變光伏分攤儲能初始投資成本比例，分攤比例分別取70%、80%、90%和100%四個數(shù)值，得到政策情景4。由圖6和表6可知，在該情景下，分攤比例為70%或100%時，無法實現(xiàn)政策目標(biāo)；分攤比例為80%、90%時，均可實現(xiàn)政策目標(biāo)。圖6

儲能成本不同分攤比例下光伏裝機、儲能裝機、靈活性充裕度表6

情景4政策評價3.2.5情景5參照基準情景下的政策組合，只改變年調(diào)度次數(shù)，年調(diào)度次數(shù)分別取100h、200h、300h、400h、500h、600h和700h七個數(shù)值，得到政策情景5。由圖7和表7可知，取100～400次時，隨著調(diào)度次數(shù)的增加，光伏裝機同步增加，儲能由于不滿足最低經(jīng)濟性要求，裝機不增加，2025年光伏投運裝機、儲能投運裝機、儲能提供的靈活性充裕度均不能滿足政策目標(biāo)；年調(diào)度次數(shù)取500、600、700次，均可實現(xiàn)政策目標(biāo)。圖7

不同年調(diào)度次數(shù)下光伏裝機、儲能裝機、靈活性充裕度表7

情景5政策評價3.2.6情景6參照基準情景下的政策組合，只改變輸配電價、政府性基金及附加，不收取、減半收取、全額收取3種情形，得到政策情景6。由圖8和表8可知，不收取、減半收取或全額收取輸配電價、政府性基金及附加時，均可實現(xiàn)政策目標(biāo)。圖8

不同輸配電價下光伏裝機、儲能裝機、靈活性充裕度表8

情景6政策評價3.2.7情景7參照基準情景下的政策組合，同時改變光伏分攤儲能初始投資成本比例和年調(diào)度次數(shù)，取3種情形：分攤80%+年充電500次，分攤90%+年充電400次，分攤100%+年充電300次，得到政策情景7。由圖9和表9可知，分攤90%+年充電400次，分攤100%+年充電300次均不能實現(xiàn)政策目標(biāo)。圖9

不同分攤比例和年調(diào)度次數(shù)下光伏裝機、儲能裝機、靈活性充裕度表9

情景7政策評價由以上仿真結(jié)果表明，該省當(dāng)前的政策強度可實現(xiàn)既定的政策目標(biāo)，即2025年光伏裝機達到4500萬kW以上且儲能提供的靈活性充裕度使光伏棄電率滿足不超過5%。由情景2、3的政策評價結(jié)果可知，只改變配儲比例、配儲時長