中國儲能網(wǎng)訊：根據(jù)我國能源轉(zhuǎn)型工作的相關(guān)要求，電力系統(tǒng)中風、光、核等非化石能源占比將持續(xù)提高。由于核電出力調(diào)節(jié)困難，風、光等可再生能源具有間歇性的特點，使得電力系統(tǒng)在調(diào)峰、調(diào)頻等方面所面臨的挑戰(zhàn)將越來越嚴峻，需要大量創(chuàng)新性技術(shù)如廉價、環(huán)保、安全的儲能技術(shù)作為有力支撐。
儲能技術(shù)包括物理儲能、電化學儲能、電磁儲能、相變儲能等多種類型，目前建設規(guī)模最大的是以傳統(tǒng)抽水蓄能為代表的物理儲能。近年來，其他類型儲能技術(shù)得到了快速發(fā)展，特別是電化學儲能技術(shù)，以其響應速度快、建設周期短、能量轉(zhuǎn)換效率高等優(yōu)勢逐步開始應用于調(diào)峰調(diào)頻領(lǐng)域。近期，新型超級電容儲能技術(shù)取得了突破性進展。但是儲能的大規(guī)模應用還面臨一些問題，本文主要從電化學儲能在電力系統(tǒng)中應用的經(jīng)濟性角度進行探討。
（文丨寧光濤 李琳瑋 陳皓勇）
儲能在電力系統(tǒng)中的作用
儲能技術(shù)在電力系統(tǒng)中的應用場景主要包括發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)。
在發(fā)電側(cè)，儲能設施可以平抑出力波動，改善電能質(zhì)量；調(diào)節(jié)電站出力，減少新能源電廠的棄風棄光；參與系統(tǒng)輔助調(diào)頻等。在電網(wǎng)側(cè)，儲能設施可以減少系統(tǒng)峰谷差，改善負荷曲線，減少部分峰荷機組和輸變電工程的建設；參與系統(tǒng)調(diào)頻；作為黑啟動電源和重要負荷的保安電源等。在用戶側(cè)，儲能設施可以利用峰谷電價差降低電度電費；減少供電負荷峰值，降低容量電費；為自身敏感設備提供備用電源等。
儲能面臨的主要問題
儲能技術(shù)的大規(guī)模應用還面臨多個方面的問題，一方面電化學儲能技術(shù)本身還存在成本問題、安全問題和環(huán)保問題，需要不斷地突破和完善，另一方面儲能設施的投資回收機制還不明朗，商業(yè)模式尚不完善。
目前，一些省區(qū)的調(diào)峰調(diào)頻輔助服務市場已逐步開啟，儲能項目通過參與系統(tǒng)調(diào)頻服務獲利的可能性增大，但是調(diào)峰輔助服務的相關(guān)政策更多是從發(fā)電廠個體出發(fā)，缺乏對電力系統(tǒng)整體經(jīng)濟性的考慮，同時《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》明確了儲能投資不得計入電網(wǎng)輸配電定價成本，電網(wǎng)側(cè)儲能的發(fā)展也受到制約，因此儲能的發(fā)展還需要相應政策的進一步支持和電價機制引導。
儲能對電力系統(tǒng)的影響
從全社會的角度出發(fā)，建設大規(guī)模接至10kV及以下電壓等級的分布式儲能裝置，可實現(xiàn)削峰填谷，降低系統(tǒng)最高負荷和峰谷差。既能減少系統(tǒng)統(tǒng)調(diào)主力調(diào)峰電廠的建設，又能減少220kV及110kV變電容量及輸電線路的建設，降低系統(tǒng)投資。當減少的電源及電網(wǎng)側(cè)投資大于增加的儲能投資時，整體經(jīng)濟性較好。
以海南遠景全社會2000萬kW負荷水平（電量1120億kWh）為例進行測算，規(guī)劃以氣電、核電為主的裝機方案作為基準電源方案，儲能規(guī)模維持現(xiàn)有抽水蓄能裝機規(guī)模不變，系統(tǒng)總裝機規(guī)模約2710萬kW。海南遠景電源裝機比例(見表1)。
表1 海南遠景電源裝機基準方案
海南遠景典型日原始負荷曲線見圖1。
圖1 海南遠景典型日負荷曲線（原始值）
▲增加儲能裝置對負荷曲線的影響
遠景夏季日最小負荷率為0.62，冬季日最小負荷率為0.46，日峰谷差較大。采取新增大規(guī)模儲能裝置替代同容量氣電機組，以實現(xiàn)用電負荷的削峰填谷，優(yōu)化負荷曲線。新增儲能規(guī)模及相應電源裝機比例（見表2）。
表2 儲能裝置替代氣電裝機后機組占比
通過進行全年的電力電量平衡計算分析，得出如下結(jié)果：
① 當增加儲能裝置190萬kW/380萬kWh，替代190萬kW氣電機組時，可使夏季日最小負荷率上升至0.8，冬季日最小負荷率上升至0.63（見圖2）。在此情景下，火電機組利用小時數(shù)得到提升。
圖2 海南遠景典型日負荷曲線（增190萬kW儲能替代氣電）
② 當增加儲能裝置380萬kW/760萬kWh，替代380萬kW氣電機組時，可使夏季日最小負荷率上升至0.9，冬季日最小負荷率上升至0.75，(見圖3)。在此情景下，火電機組利用小時數(shù)大幅提升，煤電達到6500多小時，氣電達到4000多小時。
圖3 海南遠景典型日負荷曲線（增380萬kW儲能替代氣電）
③ 當增加儲能裝置570萬kW/1140萬kWh，替代570萬kW氣電機組時，可使夏季和冬季的日最小負荷率均上升至0.9以上，已趨近于1，（見圖4）。在此裝機方案下，核電機組和煤電機組除停機檢修時間外，基本均處于滿發(fā)狀態(tài)，氣電機組和儲能既承擔發(fā)電任務又承擔系統(tǒng)備用容量。
圖4 海南遠景典型日負荷曲線（增570萬kW儲能替代氣電）
▲增加儲能裝置對系統(tǒng)經(jīng)濟性的影響
電源側(cè)經(jīng)濟性
增加儲能裝置減少了系統(tǒng)內(nèi)調(diào)峰電源裝機規(guī)模，提高了系統(tǒng)內(nèi)機組的利用小時數(shù)，綜合考慮電源建設投資、運營年限、燃料費和運行費等因素后，計算電源側(cè)年費用，結(jié)果見圖5。具體參數(shù)選取如下：
① 燃氣電廠單位造價取3000元/kW，經(jīng)營期25年，年固定運行費率取項目建設投資的3%（不含燃氣費），機組平均氣耗取0.2 m3/kWh，天然氣氣價取2.5元/m3；燃煤火電標煤單價取600元/噸。
② 核電廠單位造價取15500元/kW，經(jīng)營期30年，年固定運行費率取項目建設投資的4%（不含核燃料費），核燃料單價取0.06元/千瓦時。
③ 光伏電站單位造價取5000元/kW，經(jīng)營期取25年，年運行費取項目建設投資的2.4%。
④ 儲能電站單位造價取1000?3000元/kWh，經(jīng)營期取10年，年運行費取項目建設投資的5%，發(fā)電效率取90%。
圖5 儲能替代氣電對電源側(cè)經(jīng)濟性的影響
由圖5可見，當儲能綜合造價降至2500元/kWh及以下時，以儲能替代氣電裝機的方式可降低電源側(cè)的總年費用。當儲能綜合造價在3000元/kWh及以上時，以儲能替代氣電裝機的方式在電源側(cè)的經(jīng)濟性較差。
當通過增加儲能裝置使系統(tǒng)日最小負荷率趨近于1時，常規(guī)電源機組都已得到充分利用，此時再新增儲能裝置已無法替代氣電機組，此時繼續(xù)增加儲能裝置的經(jīng)濟性將變差。
電網(wǎng)側(cè)經(jīng)濟性
建設分布式儲能裝置后，可降低系統(tǒng)最高負荷，減少高壓電網(wǎng)輸電變工程的建設，減少電網(wǎng)側(cè)投資。220kV電網(wǎng)變電容載比按1.9計算，110kV電網(wǎng)變電容載比按2.1計算，儲能對電網(wǎng)側(cè)投資的影響結(jié)果(見表3)。
表3 儲能裝置對電網(wǎng)側(cè)的影響
新增190萬kW/380萬kWh儲能裝置，相比基準電源方案可減少電網(wǎng)投資22.5億元，年費用減少2.7億元；儲能裝置容量增加至570萬kW/1140萬kWh時，相比基準電源方案可減少電網(wǎng)投資68.6億元，年費用減少8.1億元。
全社會經(jīng)濟性
綜合電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)投資后，分析全社會的經(jīng)濟性（見圖6）。
圖6 儲能替代氣電對全社會經(jīng)濟性的影響
若儲能綜合造價為3000元/kWh，新增儲能裝置容量達到380萬kW/760萬kWh，全社會總年費用可降低7.7億元，平均每度電價格可降低0.007元/kWh；若儲能綜合造價降至2500元/kWh，全社會總年費用可降低15.2億元，平均每度電價格可降低0.014元/kWh。儲能價格下降越多，全社會經(jīng)濟性越好，社會所有參與者均可以從中獲益，關(guān)鍵在于紅利如何分配。
關(guān)于電價機制的建議
在現(xiàn)有的電力體制下，儲能除了通過調(diào)頻輔助服務獲利、用戶側(cè)儲能通過峰谷電價差套利等商業(yè)模式較為清晰外，其他應用場景的儲能投資回收機制和商業(yè)模式還不完善。但是我國的電力體制改革仍然在穩(wěn)步推進，各項制度也在不斷創(chuàng)新和完善中，因此我們通過分析對于未來的電價策略提出以下建議。
① 通過前面的分析可以看出，大規(guī)模儲能可以減少輸配電網(wǎng)投資，與輸配電服務有較大的關(guān)聯(lián)性，如果將儲能設施建設投資納入輸配電成本，對于電網(wǎng)降低建設成本也能起到正向激勵作用。
但《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》明確電網(wǎng)側(cè)儲能投資不能計入電網(wǎng)輸配電定價成本，這項規(guī)定的出發(fā)點是考慮到電網(wǎng)公司是提供輸配電服務的供應商，而儲能既可以作為負荷又可以作為電源，還可以提供輔助服務，因此儲能的投資與輸配電服務的相關(guān)性較難界定，需要進一步研究。
② 大規(guī)模儲能可以改善系統(tǒng)負荷曲線，降低系統(tǒng)峰谷差，減少尖峰負荷值，因此可以減少大型調(diào)峰機組的建設，同時提高已有主力電源裝機的利用小時數(shù)，提高已有主力電源的經(jīng)濟效益，降低發(fā)電成本和上網(wǎng)電價。
因此可以通過計劃或市場方式將上網(wǎng)電價下降總量的一部分用于激勵儲能設施的建設，其余部分可用于降低用戶側(cè)終端銷售電價，實現(xiàn)全社會（包括電源、電網(wǎng)、儲能、用戶）的多方互動共贏。
③ 制定電源、電網(wǎng)、用戶聯(lián)動的分時電價機制，健全價格激勵和約束手段，使節(jié)約能源資源與保護生態(tài)環(huán)境成為單位、家庭、個人的自覺行動，促使電力系統(tǒng)的各參與者自發(fā)建設儲能裝置、主動參與系統(tǒng)調(diào)峰，促進儲能行業(yè)的健康發(fā)展。
④ 當前新能源電站建設儲能裝置的積極性不高，這是因為國家從支持新能源發(fā)展的角度，要求電網(wǎng)需全額收購其發(fā)電量，并且由電網(wǎng)承擔新能源發(fā)電波動的平衡義務。這對市場的其他參與者不公平，因此可加強對新能源電站發(fā)電的偏差考核，以價格手段促使新能源電站建設儲能裝置以化解風險，提高新能源發(fā)電的滲透率。
（本文作者：寧光濤、李琳瑋 海南電網(wǎng)有限責任公司電網(wǎng)規(guī)劃設計研究中心，陳皓勇 華南理工大學電力經(jīng)濟與電力市場研究所）
