儲能電站功能及典型應用場景分析

徐 謙， 孫軼愷， 劉亮東， 章堅民， 張利軍， 朱國榮

（1. 國網浙江省電力有限公司經濟技術研究院， 杭州 310008；2. 杭州電子科技大學 自動化學院， 杭州 310018）

0 引言

以新能源大規模開發利用為標志、 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開展。 以風電、 光伏為代表的可再生能源占比不斷提升， 給電力系統帶來了諸如系統穩定性、 可靠性和電能質量等諸多挑戰[1]。 儲能技術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運行提供調峰、 調頻、 黑啟動、 需求響應支撐等多種服務， 其快速響應特性大幅提升了傳統電力系統的靈活性、 經濟性和安全性[2]。

我國傳統的儲能電站主要為抽水蓄能電站，一般由電網公司擁有和調度。 2017 年3 月國家能源局印發的《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見（征求意見稿）》指出了儲能系統是智能電網、 可再生能源高占比的能源系統與“互聯網+”智慧能源的重要組成部分及關鍵技術， 為我國儲能市場的商業化應用提供了巨大的空間， 儲能電站日益成為現代電力系統的一種新型功能綜合體和可獨立營運的經濟實體， 開始受到高度重視， 同時傳統電力系統規劃、 設計、 運行、 管理等模式將發生巨大改變[3-6]， 儲能產業及盈利模式也呈現新的業態[7-8]。

作為電力系統中可獨立承擔功能的儲能電站， 嚴重依賴于儲能的技術成熟度、 工程成熟度和經濟可行性。 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用場景分類綜述， 并討論每個場景的評價目標以及通用評價過程。

1 基于案例的儲能電站技術及趨勢

根據電能轉化形式和技術成熟性， 儲能電站的儲能技術主要分為4 類： 機械儲能、 電磁儲能、電化學儲能、 相變儲能等， 其細分技術見圖1。結合已投運的儲能電站， 對幾類核心儲能技術的技術成熟度、 工程成熟度和應用條件進行分析。

圖1 儲能技術分類

1.1 抽水蓄能

抽水蓄能屬于成熟技術， 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， 成為浙江電網的特色。 如何發揮抽水蓄能電站在浙江電網的儲能優勢， 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 年在廊坊建成國內首套1.5 MW蓄熱式壓縮空氣儲能示范系統。 2016 年貴州畢節建成國際首套10 MW 示范系統， 效率達60.2%，是全球目前效率最高的CAES 系統。

1.3 電化學儲能

電化學儲能電站通過化學反應進行電池正負極的充電和放電， 實現能量轉換。 傳統電池技術以鉛酸電池為代表， 由于其對環境危害較大， 已逐漸被鋰離子、 鈉硫等性能更高、 更安全環保的電池所替代[10]。

電化學儲能的響應速度較快， 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。 隨著技術手段的不斷發展， 電化學儲能正越來越廣泛地應用到各個領域， 尤其是電動汽車和電力系統中[11]。 2011 年投產的張北風光儲示范工程， 單站儲能總容量首次達到50 MW，且包含多種電池形態， 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]。 超級電容儲能的應用目前仍處于探索階段，2017 年國電北鎮儲能型風電場投運了美國Maxwell公司的1 MW×2 min 超級電容儲能項目， 可有效提高風電場的可調、 可控、 可計劃能力， 是國內最早的試點工程。

1.5 發展趨勢

抽水蓄能、 CAES 依賴于一定的地理條件，電化學儲能和超級電容儲能具有能量密度高、 設備性能日益提升、 安裝條件寬泛的優點， 日益成為儲能電站系統的主要形態， 一般由電池、 BMS（電池管理模塊）、 PCS（儲能逆變器）、 調度中心、EMS（能量管理系統）和測控系統組成[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 按在電網接入位置劃分

（1）集中式接入是指儲能電站接入輸電網絡，它將對電力系統主網運行管理和協調調度產生影響。 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。 如江蘇鎮江東部地區（鎮江新區、 丹陽、 揚中）的8 個電化學儲能電站示范工程， 最小單站容量為5 MW/10 MWh，最大單站容量為24 MW/48 MWh， 總容量為101 MW/202 MWh， 總投資7.2 億， 實現了毫秒級響應， 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、 微電網或用戶側， 它僅對本地能源的生產和消費產生影響。 分布式儲能系統的推廣，可與就地高滲透率的可再生能源互補， 在解決風電、 光伏出力的不確定性和高波動率上效果顯著。 主要應用的儲能技術大多也是電化學儲能，如深圳寶清儲能電站、 浙江南麂島微網示范工程等。 江蘇鎮江用戶側儲能項目已建和在建項目22個， 總容量67.50 MW/518 MWh， 總投資近10 億元， 會同集中式儲能電站建設， 江蘇鎮江電網已成為儲能的應用先進區域。

（3）集中式和分布式2 種接入方式， 在市場模式和調度運行等方面存在較大差異， 因此其儲能規劃評估也存在不同[4]： 集中式接入方式下， 儲能系統可以提供備用， 減小輸電堵塞， 實現“削峰填谷”， 進行廣域能量管理， 提高系統運行經濟性； 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運行成本、促進風電光伏消納及延緩電網升級改造等。

2 種接入方式下儲能規劃目標均主要包括系統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（幾秒到幾分鐘）實現高功率輸出。 適合功率型的儲能技術包括超級電容器、 超導磁和飛輪儲能等。 功率型儲能形成優質、 可靠的毫秒級控制響應資源， 為電網提供調峰、 調頻、 備用、 事故應急響應等多種服務， 從而滿足可再生能源消納、電網安全靈活運行的迫切要求， 推動加快大規模源網荷儲友好互動。

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性放電。 適合能量型的儲能技術主要包括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、 傳輸、 消費全過程中的特殊地位、 功能以及商業價值。

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代電力系統的滲透， 覆蓋了電力生產、 傳輸、 消費的全過程， 對發電側、 電網側、 用戶側均產生了巨大影響， 儲能電站在三側均具有典型的應用場景和特殊的技術經濟條件。 圖2 是本文歸納的最主要的儲能場景分類情況， 本節將對幾個主要場景下的儲能特性及其發揮的作用進行詳細分析， 并著重對儲能系統評價方法進行綜述。

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， 不利于電網的穩定運行。 為維持電網的穩定運行， 目前采用的主要應對措施為棄風（棄光）。 而高比例的棄風（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展。通過儲能的功率充放來配合可再生能源發電， 能夠有效平滑發電出力曲線， 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 風電場的儲能動態評估模型， 并分別對抽水蓄能、 CAES 和熱儲能3 種儲能系統的投資收益率進行了比較， 得出CAES 經濟效益最好， 適于安裝在Portland 及其他類似風電場內。

文獻[16]以并網風儲系統的經濟性評價為目標， 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 為可再生能源發電上網電價； Qs為儲能系統釋放電量； Cs為儲能系統度電成本。

文獻[17]基于BESS（蓄電池儲能）自身特性和在風電場應用中的社會經濟影響因素， 構建了儲能系統綜合評價指標體系。 將熵值法和灰色關聯分析法相結合， 建立了基于熵權的綜合評價模型， 并對不同類型的電池儲能進行評估。 結果表明， 鋰離子電池在各方面綜合表現最優， 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結合的優勢， 通過儲能系統壽命及成本指標、 銷售電價分類、 光照利用小時數等， 根據國內實際情況分3 類資源區進行了光儲系統的經濟性收益評估。 結果表明，Ⅰ類資源區均具有經濟性，Ⅱ類和Ⅲ類資源區光伏滿發小時數需分別達到827 h 和820 h 以上時才具有經濟性。

儲能的經濟性評價方法需要考慮包括可再生能源的整個系統的成本和收益， 尤其是電價的區域性和時段性差別， 這會對整個模型的評價結果及儲能系統的可行性產生較大影響。

3.2 電網調峰

儲能電站在電網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、 參與系統調峰的目的。

通過在負荷峰谷差較大的區域電網中， 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， 以滿足該地區調峰需求。 儲能電站直接受省級（或地區級）電網調度控制， 省調（或地調）根據該母線發電出力、 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， 從而達到調峰的目的。 這樣不僅避免了為滿足峰值負荷而建設發電機組， 同時充分利用系統負荷低谷時的機組發電， 節約運行成本。

文獻[19-22]對配電網中的BESS 系統價值評估進行了研究， 綜合考慮儲能系統在電網調峰等方面的經濟性， 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調峰的商業模式和經濟效益進行分析， 建立了主要考慮成本的投資規劃模型和運行基礎模型， 分別對用戶和儲能運營商的商業可行性進行了評價。

2018 年7 月18 日， 國內最大的電網側電池儲能電站在江蘇鎮江投運， 充分發揮電池儲能系統調峰、 調頻、 應急響應的作用， 解決了鎮江區域電網夏季負荷供電缺口， 有效增加了電網的調節手段和調節能力， 有助于電網安全穩定運行。初步估算， 該項目每年可減少燃煤消耗5 300 t，相當于減少1 座200 MW 的常規調峰電廠， 可節省電廠投資及電網配套投資約16 億元[27]。

3.3 備用容量等輔助服務

維持電網的穩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正常運行所需的發電出力意外中斷時， 可快速提供負荷所需電能， 保證電力系統穩定運行。 通過儲能等方式提供備用容量被稱作輔助服務， 一般來說， 備用容量應達到正常供電容量的15%～20%。

儲能電站用作備用容量時， 其發電設備必須處于運行狀態且可及時響應調度指令。 與電網調峰不同的是， 用于備用容量的儲能電站主要是進行放電操作， 需要隨時做好響應準備， 以保證在突發功率不平衡情況下系統的頻率穩定。

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進行準確的資源預測以確保新能源的可用性， 同時還可糾正因預測錯誤導致的不平衡。

文獻[29]分析了CAES 電站的最優旋轉備用容量承擔方案， 通過考慮能夠反映CAES 電站分鐘級運行特性的旋轉備用容量約束和日內調度約束， 得出CAES 電站適合承擔系統旋轉備用任務，以提高系統常規機組運行經濟性的結論。

文獻[30]利用機會約束理論建立考慮風電預測誤差與備用容量購入成本的電力系統動態經濟調度模型， 并將備用容量分為自動發電控制容量與事故備用容量， 分別計及兩者調節特性與購入成本進行分時段最優分配， 驗證了該模型的實用性及其指導意義。

儲能電站做為備用容量是輔助服務的一個方面， 但備用容量設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邊際成本時段購買廉價電能， 在高電價或供不應求時段使用或賣出。 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。

隨著光伏發電在電網中的比重日益加大， 日照充分下的光伏發電使得電網的“鴨脖子”現象日益突出， 而此類現象又嚴重依賴于天氣狀態， 因此客觀上使得電網出現“夜谷”和“日谷”的隨機概率增大， 加劇了電力系統的峰谷差應對難度。

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模， 則會對系統峰谷差產生較明顯的影響， 從而影響峰谷電價差， 給BESS 的經濟收益帶來風險； 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]建立了用戶側經濟效益計算評估的數學模型， 主要體現在高峰負荷的轉移， 用戶減少的電費支出：

式中： B 為接入儲能系統后用戶總經濟效益； Bi為第i 年的經濟效益； T 為儲能電站運行年限，由電池的循環使用壽命折算； Ki=1/（1+r）i為第i年的限值系數， r 為年利率； Qi為第i 年通過儲能實現削峰填谷的電量； 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經濟性評估模型外， 還綜合考慮了發電側及電網側的經濟效益， 并通過仿真計算得出成本效益差隨峰荷轉移比的曲線。結果表明， 當峰荷轉移比為0.4 時成本效益差最大， 隨著峰荷轉移比的繼續增加， 將出現峰谷倒置的現象， 因此經濟效益將逐漸下降。

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整：

式中： I 為儲能系統的年收益額； 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。跨季節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電季度差異或日間差異。

用戶側儲能的收益還和很多因素有關， 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； 對負荷側儲能而言， 研究其含儲能以及考慮分布式發電的最優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電的最優日運行方式， 然后根據儲能及DG 的成本進行具體的經濟技術分析； 另外， 儲能不僅是日益成熟的技術， 也是一個新型產業， 其大規模的應用可大幅度降低成本， 尤其是儲能與分布式發電相配合，甚至可構成不同形態的微電網， 大大提高分布式發電的滲透率， 是未來的發展方向。

3.5 延緩輸電設施升級

輸電設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， 新的輸電設備在大部分時間內利用率較低， 造成資源浪費。 儲能電站可替代傳統的電網升級措施，以延緩線路和變壓器的投資， 實現“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， 延緩了輸電設施升級。

文獻[36]對儲能系統延緩配電網投資的經濟效益進行評價， 并分析了各個因素對評價結果的重要性。 結果表明， 對效益影響最大的是儲能電池及配網設備的投資成本， 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擴容改造費用較高的情況下， 儲能系統的應用將獲得可觀的經濟效益。

文獻[37]從延緩電網設備升級和調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儲能技術（鈉硫、 鉛酸和鎳鎘電池）在當前造價條件下的經濟性進行評估分析， 給出了不同應用場景和儲能技術下的投資和發展建議。

3.6 儲能復合利用

鑒于儲能的多功能， 在很多應用場合可以根據需求實現儲能的復合利用。 整體上可歸納為儲能分時電價收益、 網絡損耗成本減小收益、 可靠性收益、 延緩電網升級改造收益、 棄風減小收益及棄光減小收益、 減少新能源發電所需備用容量、輔助服務收益等。

成本主要包括儲能系統的投資成本、 接入系統成本、 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鍵因素之一。 如江蘇鎮江東部電網利用了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合應用場景， 對應于不同的典型場景， 考慮各類評價指標體系的復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 優選法和灰色關聯分析法等。 通過確定不同評價指標的權重， 對其進行量化處理，避免出現主觀判斷的弊端。 最終得到不同儲能技術、 不同應用場景下的綜合評價排名。

4 結語

本文在分析儲能電站功能定位和典型應用場景的同時， 著重對多種儲能技術在不同應用場景下的經濟性評價進行綜述。 結合浙江電網， 總結了未來研究中應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針對不同應用場景和儲能技術進行綜合考慮， 以便兼顧經濟性和技術適用性， 也可適當考慮不同儲能技術的混合使用， 發揮各自的技術優點。

（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頻、 調峰等輔助服務。 因此后期應結合各地不同的電力市場機制， 對儲能電站應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濟效益和社會效益， 這將有利于儲能技術的商業化和實用化。

（4）作為特高壓交直流輸電的受端電網， 浙江電網若在遠端出現脫機或跳閘等突發性故障，將導致巨大的功率短缺甚至是電網失壓等癱瘓性故障， 因此在儲能電站作為系統備用容量的選取上也顯得尤為重要。