本文介紹了儲能電站的通用定位分類方法及其缺陷；最后提出面向電力全過程的儲能電站典型應(yīng)用場景分類綜述， 并討論每個場景的評價目標(biāo)以及通用評價過程。
本文來源：曉說浙電論文 微信公眾號 ID：zjdlbjb
作者：徐 謙1， 孫軼愷1， 劉亮東2， 章堅民2， 張利軍1， 朱國榮1
（1. 國網(wǎng)浙江省電力有限公司經(jīng)濟技術(shù)研究院， 杭州 310008；2. 杭州電子科技大學(xué) 自動化學(xué)院， 杭州 310018）
本文引文信息：徐謙, 孫軼愷, 劉亮東等. 儲能電站功能及典型應(yīng)用場景分析[J]. 浙江電力, 2019, 38(5):3-10.
0 引言
以新能源大規(guī)模開發(fā)利用為標(biāo)志、 以再電氣化為根本路徑的新一輪能源革命已在全球范圍內(nèi)開展。以風(fēng)電、 光伏為代表的可再生能源占比不斷提升， 給電力系統(tǒng)帶來了諸如系統(tǒng)穩(wěn)定性、 可靠性和電能質(zhì)量等諸多挑戰(zhàn)[1]。儲能技術(shù)是解決這類問題的有效手段， 通過對電能的存儲和釋放可以為電網(wǎng)運行提供調(diào)峰、 調(diào)頻、 黑啟動、 需求響應(yīng)支撐等多種服務(wù)， 其快速響應(yīng)特性大幅提升了傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的靈活性、 經(jīng)濟性和安全性[2]。
我國傳統(tǒng)的儲能電站主要為抽水蓄能電站，一般由電網(wǎng)公司擁有和調(diào)度。2017 年3 月國家能源局印發(fā)的《關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見（征求意見稿）》指出了儲能系統(tǒng)是智能電網(wǎng)、 可再生能源高占比的能源系統(tǒng)與“互聯(lián)網(wǎng)+”智慧能源的重要組成部分及關(guān)鍵技術(shù)， 為我國儲能市場的商業(yè)化應(yīng)用提供了巨大的空間， 儲能電站日益成為現(xiàn)代電力系統(tǒng)的一種新型功能綜合體和可獨立營運的經(jīng)濟實體， 開始受到高度重視， 同時傳統(tǒng)電力系統(tǒng)規(guī)劃、 設(shè)計、 運行、 管理等模式將發(fā)生巨大改變[3-6]， 儲能產(chǎn)業(yè)及盈利模式也呈現(xiàn)新的業(yè)態(tài)[7-8]。
作為電力系統(tǒng)中可獨立承擔(dān)功能的儲能電站， 嚴重依賴于儲能的技術(shù)成熟度、 工程成熟度和經(jīng)濟可行性。本文首先通過案例分析， 對未來儲能電站的核心儲能技術(shù)成熟度、 工程成熟度進行分析；然后， 介紹儲能電站的通用定位分類方法及其缺陷；最后提出面向電力全過程的儲能電站典型應(yīng)用場景分類綜述， 并討論每個場景的評價目標(biāo)以及通用評價過程。
1 基于案例的儲能電站技術(shù)及趨勢
根據(jù)電能轉(zhuǎn)化形式和技術(shù)成熟性， 儲能電站的儲能技術(shù)主要分為4 類：機械儲能、 電磁儲能、電化學(xué)儲能、 相變儲能等， 其細分技術(shù)見圖1。結(jié)合已投運的儲能電站， 對幾類核心儲能技術(shù)的技術(shù)成熟度、 工程成熟度和應(yīng)用條件進行分析。
圖1 儲能技術(shù)分類
1.1 抽水蓄能
抽水蓄能屬于成熟技術(shù)， 對地理條件要求較高。目前投運的天荒坪、 桐柏、 仙居及溪口抽水蓄能電站， 總裝機容量4 580 MW；正在建設(shè)的長龍山、 寧海及縉云抽水蓄能電站， 總裝機容量5 500 MW；納入規(guī)劃的有衢江、 磐安、 天臺、 桐廬等抽水蓄能電站。具有較多較好站址的抽水蓄能電站， 成為浙江電網(wǎng)的特色。如何發(fā)揮抽水蓄能電站在浙江電網(wǎng)的儲能優(yōu)勢， 是一個值得研究的問題。
1.2 壓縮空氣儲能
CAES 電站主要利用報廢礦井、 洞穴、 海底儲氣罐、 新建儲氣井等可重新利用的空間， 基本不受地理條件限制， 且空氣不會燃燒， 安全系數(shù)較高， 壽命較長， 但其能量密度低， 投資成本相對較高[9]。2013 年在廊坊建成國內(nèi)首套1.5 MW蓄熱式壓縮空氣儲能示范系統(tǒng)。2016 年貴州畢節(jié)建成國際首套10 MW 示范系統(tǒng)， 效率達60.2%，是全球目前效率最高的CAES 系統(tǒng)。
1.3 電化學(xué)儲能
電化學(xué)儲能電站通過化學(xué)反應(yīng)進行電池正負極的充電和放電， 實現(xiàn)能量轉(zhuǎn)換。傳統(tǒng)電池技術(shù)以鉛酸電池為代表， 由于其對環(huán)境危害較大， 已逐漸被鋰離子、 鈉硫等性能更高、 更安全環(huán)保的電池所替代[10]。
電化學(xué)儲能的響應(yīng)速度較快， 基本不受外部條件干擾， 但投資成本高、 使用壽命有限， 且單體容量有限。隨著技術(shù)手段的不斷發(fā)展， 電化學(xué)儲能正越來越廣泛地應(yīng)用到各個領(lǐng)域， 尤其是電動汽車和電力系統(tǒng)中[11]。2011 年投產(chǎn)的張北風(fēng)光儲示范工程， 單站儲能總?cè)萘渴状芜_到50 MW，且包含多種電池形態(tài)， 如磷酸鐵鋰電池（14 MW/63 MWh）、 液流電池（2 MW/8 MWh）、 鈦酸鋰電池（1 MW/500 kWh）、 鉛酸電池（2 MW/12 MWh）。
1.4 超級電容儲能
超級電容是一種介于傳統(tǒng)電容器和充電電池之間的新型儲能裝置， 具有靈活快速的充放電特性[12]。超級電容儲能的應(yīng)用目前仍處于探索階段，2017 年國電北鎮(zhèn)儲能型風(fēng)電場投運了美國Maxwell公司的1 MW×2 min 超級電容儲能項目， 可有效提高風(fēng)電場的可調(diào)、 可控、 可計劃能力， 是國內(nèi)最早的試點工程。
1.5 發(fā)展趨勢
抽水蓄能、 CAES 依賴于一定的地理條件，電化學(xué)儲能和超級電容儲能具有能量密度高、 設(shè)備性能日益提升、 安裝條件寬泛的優(yōu)點， 日益成為儲能電站系統(tǒng)的主要形態(tài)， 一般由電池、 BMS（電池管理模塊）、 PCS（儲能逆變器）、 調(diào)度中心、EMS（能量管理系統(tǒng)）和測控系統(tǒng)組成[8]。
2 儲能電站的一般定位劃分及缺陷
一般將儲能電站或按其在電網(wǎng)中接入位置分為集中式和分布式2 類， 或按其運行特征分為能量型和功率型2 類。
2.1 按在電網(wǎng)接入位置劃分
（1）集中式接入是指儲能電站接入輸電網(wǎng)絡(luò)，它將對電力系統(tǒng)主網(wǎng)運行管理和協(xié)調(diào)調(diào)度產(chǎn)生影響。集中式儲能電站， 一般布置或接入35 kV 及以上高壓變電站的10 kV 母線。如江蘇鎮(zhèn)江東部地區(qū)（鎮(zhèn)江新區(qū)、 丹陽、 揚中）的8 個電化學(xué)儲能電站示范工程， 最小單站容量為5 MW/10 MWh，最大單站容量為24 MW/48 MWh， 總?cè)萘繛?01 MW/202 MWh， 總投資7.2 億， 實現(xiàn)了毫秒級響應(yīng)， 是目前全球功能最全面的儲能電站。
（2）分布式接入是指儲能電站以較小容量接入配電網(wǎng)、 微電網(wǎng)或用戶側(cè)， 它僅對本地能源的生產(chǎn)和消費產(chǎn)生影響。分布式儲能系統(tǒng)的推廣，可與就地高滲透率的可再生能源互補， 在解決風(fēng)電、 光伏出力的不確定性和高波動率上效果顯著。主要應(yīng)用的儲能技術(shù)大多也是電化學(xué)儲能，如深圳寶清儲能電站、 浙江南麂島微網(wǎng)示范工程等。江蘇鎮(zhèn)江用戶側(cè)儲能項目已建和在建項目22個， 總?cè)萘?7.50 MW/518 MWh， 總投資近10 億元， 會同集中式儲能電站建設(shè)， 江蘇鎮(zhèn)江電網(wǎng)已成為儲能的應(yīng)用先進區(qū)域。
（3）集中式和分布式2 種接入方式， 在市場模式和調(diào)度運行等方面存在較大差異， 因此其儲能規(guī)劃評估也存在不同[4]：集中式接入方式下， 儲能系統(tǒng)可以提供備用， 減小輸電堵塞， 實現(xiàn)“削峰填谷”， 進行廣域能量管理， 提高系統(tǒng)運行經(jīng)濟性；分布式接入方式下， 儲能多采用選址不受限的電池儲能， 其主要用于減小配電網(wǎng)運行成本、促進風(fēng)電光伏消納及延緩電網(wǎng)升級改造等。
2 種接入方式下儲能規(guī)劃目標(biāo)均主要包括系統(tǒng)運行成本與儲能投資總成本最小、 儲能凈收益最大。但2 種接入方式下儲能的成本、 收益構(gòu)成存在一定差異， 詳見文獻[4]。
2.2 按儲能的運行特征劃分
功率型電站通常需要在相對較短的時間內(nèi)（幾秒到幾分鐘）實現(xiàn)高功率輸出。適合功率型的儲能技術(shù)包括超級電容器、 超導(dǎo)磁和飛輪儲能等。功率型儲能形成優(yōu)質(zhì)、 可靠的毫秒級控制響應(yīng)資源， 為電網(wǎng)提供調(diào)峰、 調(diào)頻、 備用、 事故應(yīng)急響應(yīng)等多種服務(wù)， 從而滿足可再生能源消納、電網(wǎng)安全靈活運行的迫切要求， 推動加快大規(guī)模源網(wǎng)荷儲友好互動。
能量型電站則具有大容量存儲的特性， 通常能夠進行幾分鐘到幾小時的持續(xù)性放電。適合能量型的儲能技術(shù)主要包括CAES、 抽水蓄能和大部分電池儲能等[5]。
顯然， 以上2 類分類方法， 對于具體的儲能電站而言過于粗放， 沒有刻畫出日益形成的新能源電力系統(tǒng)對儲能電站多方面的需求特性， 不能反映儲能電站在電力生產(chǎn)、 傳輸、 消費全過程中的特殊地位、 功能以及商業(yè)價值。
3 面向電力全過程的儲能電站場景及評價
可再生能源和新能源在現(xiàn)代電力系統(tǒng)的滲透， 覆蓋了電力生產(chǎn)、 傳輸、 消費的全過程， 對發(fā)電側(cè)、 電網(wǎng)側(cè)、 用戶側(cè)均產(chǎn)生了巨大影響， 儲能電站在三側(cè)均具有典型的應(yīng)用場景和特殊的技術(shù)經(jīng)濟條件。圖2 是本文歸納的最主要的儲能場景分類情況， 本節(jié)將對幾個主要場景下的儲能特性及其發(fā)揮的作用進行詳細分析， 并著重對儲能系統(tǒng)評價方法進行綜述。
圖2 儲能典型場景
3.1 可再生能源自我消納
太陽能、 風(fēng)能等可再生能源容易受天氣等外部條件影響， 其出力具有隨機性和波動性， 不利于電網(wǎng)的穩(wěn)定運行。為維持電網(wǎng)的穩(wěn)定運行， 目前采用的主要應(yīng)對措施為棄風(fēng)（棄光）。而高比例的棄風(fēng)（棄光）會造成能源的浪費， 并將限制可再生能源滲透率的提升， 從而影響清潔能源的發(fā)展。通過儲能的功率充放來配合可再生能源發(fā)電， 能夠有效平滑發(fā)電出力曲線， 從而達到可再生能源自我消納的目的[13-14]。
文獻[15]建立了基于Portland 風(fēng)電場的儲能動態(tài)評估模型， 并分別對抽水蓄能、 CAES 和熱儲能3 種儲能系統(tǒng)的投資收益率進行了比較， 得出CAES 經(jīng)濟效益最好， 適于安裝在Portland 及其他類似風(fēng)電場內(nèi)。
文獻[16]以并網(wǎng)風(fēng)儲系統(tǒng)的經(jīng)濟性評價為目標(biāo)， 建立了適用于可再生能源削峰填谷的收益模型：
式中：I 為年收益額；P 為可再生能源發(fā)電上網(wǎng)電價；Qs為儲能系統(tǒng)釋放電量；Cs為儲能系統(tǒng)度電成本。
文獻[17]基于BESS（蓄電池儲能）自身特性和在風(fēng)電場應(yīng)用中的社會經(jīng)濟影響因素， 構(gòu)建了儲能系統(tǒng)綜合評價指標(biāo)體系。將熵值法和灰色關(guān)聯(lián)分析法相結(jié)合， 建立了基于熵權(quán)的綜合評價模型， 并對不同類型的電池儲能進行評估。結(jié)果表明， 鋰離子電池在各方面綜合表現(xiàn)最優(yōu)， 鈉硫電池、 鉛酸電池等效益依次降低。
文獻[18]分析了分布式光伏與儲能系統(tǒng)結(jié)合的優(yōu)勢， 通過儲能系統(tǒng)壽命及成本指標(biāo)、 銷售電價分類、 光照利用小時數(shù)等， 根據(jù)國內(nèi)實際情況分3 類資源區(qū)進行了光儲系統(tǒng)的經(jīng)濟性收益評估。結(jié)果表明，Ⅰ類資源區(qū)均具有經(jīng)濟性，Ⅱ類和Ⅲ類資源區(qū)光伏滿發(fā)小時數(shù)需分別達到827 h 和820 h 以上時才具有經(jīng)濟性。
儲能的經(jīng)濟性評價方法需要考慮包括可再生能源的整個系統(tǒng)的成本和收益， 尤其是電價的區(qū)域性和時段性差別， 這會對整個模型的評價結(jié)果及儲能系統(tǒng)的可行性產(chǎn)生較大影響。
3.2 電網(wǎng)調(diào)峰
儲能電站在電網(wǎng)不同工況下可以作為電源輸出功率或是作為負荷吸收功率。與可再生能源自我消納類似， 電網(wǎng)可以利用儲能裝置在負荷高峰時期放電， 在負荷低谷時充電， 從而達到改善負荷特性、 參與系統(tǒng)調(diào)峰的目的。
通過在負荷峰谷差較大的區(qū)域電網(wǎng)中， 選擇在合適地點的變電站高壓母線上， 建立相對獨立的儲能電站， 以滿足該地區(qū)調(diào)峰需求。儲能電站直接受省級（或地區(qū)級）電網(wǎng)調(diào)度控制， 省調(diào)（或地調(diào)）根據(jù)該母線發(fā)電出力、 負荷曲線以及實時母線電壓、 頻率等情況， 控制儲能電站的充電和放電， 從而達到調(diào)峰的目的。這樣不僅避免了為滿足峰值負荷而建設(shè)發(fā)電機組， 同時充分利用系統(tǒng)負荷低谷時的機組發(fā)電， 節(jié)約運行成本。
文獻[19-22]對配電網(wǎng)中的BESS 系統(tǒng)價值評估進行了研究， 綜合考慮儲能系統(tǒng)在電網(wǎng)調(diào)峰等方面的經(jīng)濟性， 并進行模型建立和分析評價工作。
文獻[23-26]對儲能參與電力系統(tǒng)調(diào)峰的商業(yè)模式和經(jīng)濟效益進行分析， 建立了主要考慮成本的投資規(guī)劃模型和運行基礎(chǔ)模型， 分別對用戶和儲能運營商的商業(yè)可行性進行了評價。
2018 年7 月18 日， 國內(nèi)最大的電網(wǎng)側(cè)電池儲能電站在江蘇鎮(zhèn)江投運， 充分發(fā)揮電池儲能系統(tǒng)調(diào)峰、 調(diào)頻、 應(yīng)急響應(yīng)的作用， 解決了鎮(zhèn)江區(qū)域電網(wǎng)夏季負荷供電缺口， 有效增加了電網(wǎng)的調(diào)節(jié)手段和調(diào)節(jié)能力， 有助于電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。初步估算， 該項目每年可減少燃煤消耗5 300 t，相當(dāng)于減少1 座200 MW 的常規(guī)調(diào)峰電廠， 可節(jié)省電廠投資及電網(wǎng)配套投資約16 億元[27]。
3.3 備用容量等輔助服務(wù)
維持電網(wǎng)的穩(wěn)定性和可靠性離不開備用容量的支撐。備用容量的主要作用是在電網(wǎng)正常運行所需的發(fā)電出力意外中斷時， 可快速提供負荷所需電能， 保證電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行。通過儲能等方式提供備用容量被稱作輔助服務(wù)， 一般來說， 備用容量應(yīng)達到正常供電容量的15%～20%。
儲能電站用作備用容量時， 其發(fā)電設(shè)備必須處于運行狀態(tài)且可及時響應(yīng)調(diào)度指令。與電網(wǎng)調(diào)峰不同的是， 用于備用容量的儲能電站主要是進行放電操作， 需要隨時做好響應(yīng)準(zhǔn)備， 以保證在突發(fā)功率不平衡情況下系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定。
文獻[28]提出可再生能源的不確定性凸顯了儲能容量的重要；在儲能中備用容量的重點在于不同時間范圍內(nèi)進行準(zhǔn)確的資源預(yù)測以確保新能源的可用性， 同時還可糾正因預(yù)測錯誤導(dǎo)致的不平衡。
文獻[29]分析了CAES 電站的最優(yōu)旋轉(zhuǎn)備用容量承擔(dān)方案， 通過考慮能夠反映CAES 電站分鐘級運行特性的旋轉(zhuǎn)備用容量約束和日內(nèi)調(diào)度約束， 得出CAES 電站適合承擔(dān)系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用任務(wù)，以提高系統(tǒng)常規(guī)機組運行經(jīng)濟性的結(jié)論。
文獻[30]利用機會約束理論建立考慮風(fēng)電預(yù)測誤差與備用容量購入成本的電力系統(tǒng)動態(tài)經(jīng)濟調(diào)度模型， 并將備用容量分為自動發(fā)電控制容量與事故備用容量， 分別計及兩者調(diào)節(jié)特性與購入成本進行分時段最優(yōu)分配， 驗證了該模型的實用性及其指導(dǎo)意義。
儲能電站做為備用容量是輔助服務(wù)的一個方面， 但備用容量設(shè)備的利用率往往不高， 因此其實際效益仍需要綜合考慮成本和收益后， 借鑒經(jīng)濟性評價方法進行深入研究。
3.4 大用戶峰谷價差套利
峰谷價差套利是在低電價或系統(tǒng)邊際成本時段購買廉價電能， 在高電價或供不應(yīng)求時段使用或賣出。峰谷價差套利的收益在很大程度上取決于峰谷電之間的價差。
隨著光伏發(fā)電在電網(wǎng)中的比重日益加大， 日照充分下的光伏發(fā)電使得電網(wǎng)的“鴨脖子”現(xiàn)象日益突出， 而此類現(xiàn)象又嚴重依賴于天氣狀態(tài)， 因此客觀上使得電網(wǎng)出現(xiàn)“夜谷”和“日谷”的隨機概率增大， 加劇了電力系統(tǒng)的峰谷差應(yīng)對難度。
文獻[32]就BESS 對用戶收益分析建模， 利用峰谷價差套利減少用戶電量電費， 提出一旦儲能達到一定的規(guī)模， 則會對系統(tǒng)峰谷差產(chǎn)生較明顯的影響， 從而影響峰谷電價差， 給BESS 的經(jīng)濟收益帶來風(fēng)險；文中同時指出目前BESS 仍處于試驗運行階段， 還需依靠國家政策扶持。
文獻[33]在低儲高發(fā)即峰谷價差套利模式下，對美國紐約1 MW/0.25 MWh 飛輪儲能站和1 MW/10 MWh 鈉硫電池儲能站在不同運行策略下的成本收益進行評估， 得出儲能電站進行套利的可行性方案。
文獻[34]建立了用戶側(cè)經(jīng)濟效益計算評估的數(shù)學(xué)模型， 主要體現(xiàn)在高峰負荷的轉(zhuǎn)移， 用戶減少的電費支出：
式中：B 為接入儲能系統(tǒng)后用戶總經(jīng)濟效益；Bi為第i 年的經(jīng)濟效益；T 為儲能電站運行年限，由電池的循環(huán)使用壽命折算；Ki=1/（1+r）i為第i年的限值系數(shù)， r 為年利率；Qi為第i 年通過儲能實現(xiàn)削峰填谷的電量；ρfi和ρgi分別是第i 年實行的峰、 谷電價。
該文獻除建立用戶側(cè)經(jīng)濟性評估模型外， 還綜合考慮了發(fā)電側(cè)及電網(wǎng)側(cè)的經(jīng)濟效益， 并通過仿真計算得出成本效益差隨峰荷轉(zhuǎn)移比的曲線。結(jié)果表明， 當(dāng)峰荷轉(zhuǎn)移比為0.4 時成本效益差最大， 隨著峰荷轉(zhuǎn)移比的繼續(xù)增加， 將出現(xiàn)峰谷倒置的現(xiàn)象， 因此經(jīng)濟效益將逐漸下降。
文獻[16]給出了通過儲能進行分時電價管理的收益， 其主要獲得途徑是峰谷電價差和用電計劃調(diào)整：
式中：I 為儲能系統(tǒng)的年收益額；Pin和Pout分別為儲能電價和用電電價；Qin和Qout分別為儲能電量和用電量；C 為儲能裝置的度電成本。
儲能電站的成本和效率對大用戶峰谷價差套利影響很大， 其中成本包括固定投資成本和可變運維成本， 效率包括充放電效率和容量衰減率等。影響大用戶峰谷價差套利經(jīng)濟收益的因素包括購電、 儲電、 放電等成本， 以及賣電、 用電收益等?？缂竟?jié)或晝夜儲能也可參與大用戶峰谷價差套利， 可用于解決新能源發(fā)電季度差異或日間差異。
用戶側(cè)儲能的收益還和很多因素有關(guān)， 包括：
（1）日負荷特性曲線。如果其峰段負荷較高，則安裝儲能的效益要比峰段負荷較低的負荷要高。
（2）是否含有DG（分布式電源）。如果自身含有DG， 就可能利用儲能將DG 的發(fā)電用在分時電價的高電價階段。
（3）如果DG 價格降低很快， 通過DG 和相對成本較高的儲能配合， 也可能產(chǎn)生比不配置儲能更好的效益。
總之， 對不同的負荷而言， 需要考慮其負荷特性和是否含有DG 以及DG 特性；對負荷側(cè)儲能而言， 研究其含儲能以及考慮分布式發(fā)電的最優(yōu)日運行方式特別重要[31]。需要研究在各地分時電價下含儲能以及考慮分布式發(fā)電的最優(yōu)日運行方式， 然后根據(jù)儲能及DG 的成本進行具體的經(jīng)濟技術(shù)分析；另外， 儲能不僅是日益成熟的技術(shù)， 也是一個新型產(chǎn)業(yè)， 其大規(guī)模的應(yīng)用可大幅度降低成本， 尤其是儲能與分布式發(fā)電相配合，甚至可構(gòu)成不同形態(tài)的微電網(wǎng)， 大大提高分布式發(fā)電的滲透率， 是未來的發(fā)展方向。
3.5 延緩輸電設(shè)施升級
輸電設(shè)施升級通常指的是供電部門為滿足未來10～20 年負荷增長， 對變電站中老舊或過載的變壓器進行替換， 或重新鋪設(shè)負載更大的輸電線路。但隨著充電樁等短時高功率負荷的接入， 新的輸電設(shè)備在大部分時間內(nèi)利用率較低， 造成資源浪費。儲能電站可替代傳統(tǒng)的電網(wǎng)升級措施，以延緩線路和變壓器的投資， 實現(xiàn)“無線路解決方案”， 同時在峰值負荷時提供容量以滿足全部負荷的需求。
儲能電站可削減峰值負荷， 從而延長設(shè)備壽命。集裝箱式儲能電站可移動到其他需要容量升級的變電站， 使投資利用最大化。例如文獻[35]中所述福建安溪移動式儲能電站， 其用電負荷主要為制茶廠及居民用電， 季節(jié)性用電負荷突出， 茶葉制作高峰期用電負荷為平時的8～12 倍。通過該工程項目的實施， 臺區(qū)供電能力提高40%以上， 有效提高了電能利用效率， 延緩了輸電設(shè)施升級。
文獻[36]對儲能系統(tǒng)延緩配電網(wǎng)投資的經(jīng)濟效益進行評價， 并分析了各個因素對評價結(jié)果的重要性。結(jié)果表明， 對效益影響最大的是儲能電池及配網(wǎng)設(shè)備的投資成本， 其次是負荷增長率和儲能的運行費用。很顯然， 在負荷增長率較低且電網(wǎng)擴容改造費用較高的情況下， 儲能系統(tǒng)的應(yīng)用將獲得可觀的經(jīng)濟效益。
文獻[37]從延緩電網(wǎng)設(shè)備升級和調(diào)頻等方面對收益凈值進行建模計算， 并分別針對幾種主要的電化學(xué)儲能技術(shù)（鈉硫、 鉛酸和鎳鎘電池）在當(dāng)前造價條件下的經(jīng)濟性進行評估分析， 給出了不同應(yīng)用場景和儲能技術(shù)下的投資和發(fā)展建議。
3.6 儲能復(fù)合利用
鑒于儲能的多功能， 在很多應(yīng)用場合可以根據(jù)需求實現(xiàn)儲能的復(fù)合利用。整體上可歸納為儲能分時電價收益、 網(wǎng)絡(luò)損耗成本減小收益、 可靠性收益、 延緩電網(wǎng)升級改造收益、 棄風(fēng)減小收益及棄光減小收益、 減少新能源發(fā)電所需備用容量、輔助服務(wù)收益等。
成本主要包括儲能系統(tǒng)的投資成本、 接入系統(tǒng)成本、 不同功能的年運行維護費用（包括土地占用等）。
3.7 集中式儲能的場地制約
由于集中式儲能電站一般布置或接入35 kV及以上高壓變電站的10 kV 母線， 因此其場地成為選址的關(guān)鍵因素之一。如江蘇鎮(zhèn)江東部電網(wǎng)利用了1 座220 kV 變電站、 3 座110 kV 變電站、 1座35 kV 變電站的空域場地， 以及2 個廢棄35 kV 變電站場地， 并租用了1 個專門空地。
3.8 面向場景的通用評價過程
首先需要確立儲能電站的主要復(fù)合應(yīng)用場景， 對應(yīng)于不同的典型場景， 考慮各類評價指標(biāo)體系的復(fù)雜性及維度不同的特點， 建立成本和收益的綜合評價模型。選取合適的綜合評價方法進行分析， 主要評價方法包括層次分析法、 主成分分析法、 TOPSIS 優(yōu)選法和灰色關(guān)聯(lián)分析法等。通過確定不同評價指標(biāo)的權(quán)重， 對其進行量化處理，避免出現(xiàn)主觀判斷的弊端。最終得到不同儲能技術(shù)、 不同應(yīng)用場景下的綜合評價排名。
4 結(jié)語
本文在分析儲能電站功能定位和典型應(yīng)用場景的同時， 著重對多種儲能技術(shù)在不同應(yīng)用場景下的經(jīng)濟性評價進行綜述。結(jié)合浙江電網(wǎng)， 總結(jié)了未來研究中應(yīng)該考慮的幾個問題和研究方向：
（1）建立儲能電站評價模型時應(yīng)針對不同應(yīng)用場景和儲能技術(shù)進行綜合考慮， 以便兼顧經(jīng)濟性和技術(shù)適用性， 也可適當(dāng)考慮不同儲能技術(shù)的混合使用， 發(fā)揮各自的技術(shù)優(yōu)點。
（2）隨著電力市場改革的深入推進， 儲能電站存在著多場景的復(fù)合運行模式， 如既可以為大用戶提供套利空間， 也可以為市場參與者提供調(diào)頻、 調(diào)峰等輔助服務(wù)。因此后期應(yīng)結(jié)合各地不同的電力市場機制， 對儲能電站應(yīng)用價值和運行方案進行更加全面深入的研究。
（3）儲能電站的經(jīng)濟收益往往是多方面的， 不僅需要評估投資主體的主要收益， 還要考慮到其他隱性的經(jīng)濟效益和社會效益， 這將有利于儲能技術(shù)的商業(yè)化和實用化。
（4）作為特高壓交直流輸電的受端電網(wǎng)， 浙江電網(wǎng)若在遠端出現(xiàn)脫機或跳閘等突發(fā)性故障，將導(dǎo)致巨大的功率短缺甚至是電網(wǎng)失壓等癱瘓性故障， 因此在儲能電站作為系統(tǒng)備用容量的選取上也顯得尤為重要。
參考文獻：（略）
DOI：10.19585/j.zjdl.201905001
開放科學(xué)（資源服務(wù)）標(biāo)識碼（OSID）：
基金項目：國網(wǎng)浙江省電力有限公司科技項目（5211JY17000N）
作者簡介：徐 謙（1963）， 男， 教授級高級工程師， 長期從事電網(wǎng)規(guī)劃運行及運營策略的研究。
原標(biāo)題:儲能站 | 國網(wǎng)浙江經(jīng)研院 徐謙 等 儲能電站功能及典型應(yīng)用場景分析
