根據我國能源轉型工作的相關要求，電力系統中風、光、核等非化石能源佔比將持續提高。由於核電出力調節困難，風、光等可再生能源具有間歇性的特點，使得電力系統在調峰、調頻等方面所面臨的挑戰將越來越嚴峻，需要大量創新性技術如廉價、環保、安全的儲能技術作為有力支撐。
儲能技術包括物理儲能、電化學儲能、電磁儲能、相變儲能等多種類型，目前建設規模最大的是以傳統抽水蓄能為代表的物理儲能。近年來，其他類型儲能技術得到了快速發展，特別是電化學儲能技術，以其響應速度快、建設周期短、能量轉換效率高等優勢逐步開始應用於調峰調頻領域。近期，新型超級電容儲能技術取得了突破性進展。但是儲能的大規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中應用的經濟性角度進行探討。
（文丨寧光濤 李琳瑋 陳皓勇）
儲能在電力系統中的作用
儲能技術在電力系統中的應用場景主要包括發電側、電網側和用戶側。
在發電側，儲能設施可以平抑出力波動，改善電能質量；調節電站出力，減少新能源電廠的棄風棄光；參與系統輔助調頻等。在電網側，儲能設施可以減少系統峰谷差，改善負荷曲線，減少部分峰荷機組和輸變電工程的建設；參與系統調頻；作為黑啟動電源和重要負荷的保安電源等。在用戶側，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
儲能技術的大規模應用還面臨多個方面的問題，一方面電化學儲能技術本身還存在成本問題、安全問題和環保問題，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，商業模式尚不完善。
目前，一些省區的調峰調頻輔助服務市場已逐步開啟，儲能項目通過參與系統調頻服務獲利的可能性增大，但是調峰輔助服務的相關政策更多是從發電廠個體出發，缺乏對電力系統整體經濟性的考慮，同時《輸配電定價成本監審辦法》明確了儲能投資不得計入電網輸配電定價成本，電網側儲能的發展也受到制約，因此儲能的發展還需要相應政策的進一步支持和電價機制引導。
儲能對電力系統的影響
從全社會的角度出發，建設大規模接至10kV及以下電壓等級的分布式儲能裝置，可實現削峰填谷，降低系統最高負荷和峰谷差。既能減少系統統調主力調峰電廠的建設，又能減少220kV及110kV變電容量及輸電線路的建設，降低系統投資。當減少的電源及電網側投資大於增加的儲能投資時，整體經濟性較好。
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，規劃以氣電、核電為主的裝機方案作為基準電源方案，儲能規模維持現有抽水蓄能裝機規模不變，系統總裝機規模約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。採取新增大規模儲能裝置替代同容量氣電機組，以實現用電負荷的削峰填谷，優化負荷曲線。新增儲能規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後機組佔比
通過進行全年的電力電量平衡計算分析，得出如下結果：
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，已趨近於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，基本均處於滿發狀態，氣電機組和儲能既承擔發電任務又承擔系統備用容量。
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經濟性的影響
電源側經濟性
增加儲能裝置減少了系統內調峰電源裝機規模，提高了系統內機組的利用小時數，綜合考慮電源建設投資、運營年限、燃料費和運行費等因素後，計算電源側年費用，結果見圖5。具體參數選取如下：
①燃氣電廠單位造價取3000元/kW，經營期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，經營期取10年，年運行費取項目建設投資的5%，發電效率取90%。
圖5 儲能替代氣電對電源側經濟性的影響
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的經濟性較差。
當通過增加儲能裝置使系統日最小負荷率趨近於1時，常規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，此時繼續增加儲能裝置的經濟性將變差。
電網側經濟性
建設分布式儲能裝置後，可降低系統最高負荷，減少高壓電網輸電變工程的建設，減少電網側投資。220kV電網變電容載比按1.9計算，110kV電網變電容載比按2.1計算，儲能對電網側投資的影響結果(見表3)。
表3 儲能裝置對電網側的影響
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投資68.6億元，年費用減少8.1億元。
全社會經濟性
綜合電源側和電網側投資後，分析全社會的經濟性（見圖6）。
圖6 儲能替代氣電對全社會經濟性的影響
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，全社會經濟性越好，社會所有參與者均可以從中獲益，關鍵在於紅利如何分配。
關於電價機制的建議
在現有的電力體制下，儲能除了通過調頻輔助服務獲利、用戶側儲能通過峰谷電價差套利等商業模式較為清晰外，其他應用場景的儲能投資回收機制和商業模式還不完善。但是我國的電力體制改革仍然在穩步推進，各項制度也在不斷創新和完善中，因此我們通過分析對於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，大規模儲能可以減少輸配電網投資，與輸配電服務有較大的關聯性，如果將儲能設施建設投資納入輸配電成本，對於電網降低建設成本也能起到正向激勵作用。
但《輸配電定價成本監審辦法》明確電網側儲能投資不能計入電網輸配電定價成本，這項規定的出發點是考慮到電網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性較難界定，需要進一步研究。
② 大規模儲能可以改善系統負荷曲線，降低系統峰谷差，減少尖峰負荷值，因此可以減少大型調峰機組的建設，同時提高已有主力電源裝機的利用小時數，提高已有主力電源的經濟效益，降低發電成本和上網電價。
因此可以通過計劃或市場方式將上網電價下降總量的一部分用於激勵儲能設施的建設，其餘部分可用於降低用戶側終端銷售電價，實現全社會（包括電源、電網、儲能、用戶）的多方互動共贏。
③制定電源、電網、用戶聯動的分時電價機制，健全價格激勵和約束手段，使節約能源資源與保護生態環境成為單位、家庭、個人的自覺行動，促使電力系統的各參與者自發建設儲能裝置、主動參與系統調峰，促進儲能行業的健康發展。
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展的角度，要求電網需全額收購其發電量，並且由電網承擔新能源發電波動的平衡義務。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，提高新能源發電的滲透率。
（本文作者：寧光濤、李琳瑋 海南電網有限責任公司電網規劃設計研究中心，陳皓勇 華南理工大學電力經濟與電力市場研究所）
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責編 | 閆志強