儲能在電力系統源網荷三側應用及相關政策綜述

劉志清，王春義，王 飛，馮 亮，王延朔，劉 蕊

（1.國網山東省電力公司，山東 濟南 250001；2.國網山東省電力公司德州供電公司，山東 德州 253073；3.國網山東省電力公司經濟技術研究院，山東 濟南 250021）

0 引言

隨著分布式電源大規模接入電網，微電網、智能電網和能源互聯網快速發展，儲能在電力系統發、輸、配、用等各環節的應用日趨廣泛［1］。大規模儲能作為能源互聯網和智能電網的關鍵支撐技術，不僅可以彌補分布式電源出力的隨機性和不確定性，還可用于改善電能質量，實現電網削峰填谷［2-3］。本文介紹了儲能技術類型、產業政策、應用場景、成本效益、發展趨勢及展望，為儲能在電力系統中的應用提供參考。

1 儲能技術類型

按照能量儲存方式不同，可將儲能技術分為直接儲能和間接儲能。直接儲能技術通常以電場或磁場形式存儲能量，具體可分為2 種形式。一是超導儲能系統。超導儲能系統具有能量轉換利用率高、儲能時間長、出力響應快等特點。在儲能狀態，其通過超導磁體將電磁能存儲起來，釋放能量時可直接輸出電能。在現代配電網中能實現功率快速補償以改善電能質量，并減少峰谷差，提高配電線路利用效率［4］。二是超級電容器。相較于傳統電容器儲能裝置，超級電容器具有功率密度高、使用壽命長、適應環境氣候能力強等優勢［5］，利用電極與電解質之間形成的雙層界面儲存和釋放能量。

間接儲能技術是指通過物理或化學方式將電能儲存起來，具體可分為4 種形式。一是抽水蓄能。抽水蓄能電站在電網中多用來調壓調頻、削峰填谷和事故備用［6］，抽水蓄能電站建設周期長、投資大，選址受地理環境限制。二是壓縮空氣儲能。與抽水蓄能電站相比，壓縮空氣儲能經濟性好，且具有周期長等優勢，必須與燃氣輪機電站配套使用，需要特定的地理條件建造大型儲氣室［7］。三是飛輪儲能系統。飛輪儲能系統瞬時功率大、環境友好性強，常用作不間斷電源或應急電源［8］。四是電化學儲能。電化學儲能布置靈活，應用較多的有鉛酸電池、鋰離子電池等。文獻［9］比較了近十年國內外兆瓦級電池儲能項目，并對電網中兆瓦級電池儲能系統的應用前景進行了分析。

物理儲能技術是目前造價低、技術成熟、使用規模大的儲能技術，化學儲能技術是目前應用廣泛、未來發展潛力大的儲能技術。從澳大利亞可再生能源署所研究繪制的儲能技術成熟度曲線看［10］，抽水蓄能是目前最為成熟的儲能技術，其在全球已并網的儲能裝置中占比達到99%；其次為壓縮空氣儲能技術；隨著未來技術的不斷進步，鈉硫電池和鋰離子電池成本將進一步降低。結合文獻［11］、［12］中的數據，各種儲能方式的比較如表1 所示。儲能技術成熟度曲線如圖1 所示。

表1 各種儲能方式比較

圖1 儲能技術成熟度曲線

2 儲能產業政策

2.1 儲能產業頂層政策

2017 年10 月國家發展改革委、財政部等五部委聯合發布《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》，明確了儲能行業未來10 年的發展目標，“十三五”儲能產業發展進入商業化初期，“十四五”儲能產業實現規模化發展；明確了五大重點應用示范領域：儲能技術裝備研發示范、儲能提升可再生能源利用水平應用示范、儲能提升電力系統靈活性穩定性應用示范、儲能提升智能化水平應用示范、儲能多元化應用支撐能源互聯網應用示范。2019 年7 月，國家發展改革委制定了《貫徹落實〈關于促進儲能技術與產業發展的指導意見〉2019—2020 年行動計劃》，從技術研發和智能制造、儲能技術與產業發展政策、推進示范應用及儲能標準化建設等方面提出行動要求；明確要加快增量配電業務改革和電力現貨市場建設，建立完善峰谷電價政策和儲能容量電費機制，推動儲能參與電力市場交易，為進一步推動儲能發展提供了保障。

2.2 電力輔助服務新政

隨著可再生能源大規模接入電網，儲能作為重要輔助服務手段，可有效提升電網運行效益［13-14］，其重要性日益凸顯。2017 年以來，電力輔助服務新政成為我國電力市場改革的重點領域，山東、江蘇、新疆等多省發布電力輔助服務市場運營相關規則。《關于促進電儲能參與 “三北” 地區電力輔助服務補償（市場）機制試點工作的通知》等多個政策提及儲能，表明儲能已得到業內認可。

2.3 儲能參與需求響應

需求響應一般包括價格型需求響應和激勵型需求響應，是指電力客戶依據價格波動信號或激勵機制做出響應，改變原本用電模式的行為［15］。2017 年底，國家能源局發布《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》，明確了“十三五”末電力輔助服務補償（市場）工作需達成的目標，以及2017—2018 年、2018—2019 年、2019—2020 年3 階段分別推進的重點任務。目前，山東、江蘇等省已成功實現電力用戶需求響應，各省電力需求響應政策如表2 所示。其中，山東省首次提出使用單邊集中競價方式，根據用戶響應比例大小優化補償系數，確定補償價格，充分調動用戶主觀能動性。鑒于需求響應的成功運用與良好社會反響，2019 年山東、河南等省陸續出臺了電力需求響應補貼管理辦法，助力需求響應發展。

2.4 用戶側儲能綠色發展價格機制

根據相關研究，儲能在峰谷電差價大于0.7 元／kWh時能夠獲利［16］。國家發展改革委為推動儲能設施參與電網削峰填谷，印發了《關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》，目前山東、江蘇等多個省份已轉發，綠色發展價格機制如表2 所示。

2.5 產業發展政策

目前，缺少統一的大規模儲能系統環境評價標準及儲能設施退役回收規范。由此帶來的安全隱患、環境非友好性等不利因素影響了儲能行業發展［17］。長期以來，是否出臺儲能支持性補貼政策存在著較大爭論。應對尚未成熟的市場環境，儲能技術發展和工程應用急需相關政策扶持。一方面需要制定行業發展標準和管理辦法，對其進行規范性引導；另一方面要支持示范項目建設，推動形成以成本下降促進產業發展，以產業發展促進成本下降的良性生態循環。

表2 儲能相關政策匯總

3 儲能技術在電力系統中的應用

3.1 儲能技術在電源側的應用

隨著分布式電源大規模并網，電網調峰調頻資源不足的問題日益凸顯。在發電側，儲能系統可與常規汽輪機組配合，利用其響應速度快、短時功率調節能力強等優勢，發揮調頻調壓作用［18-19］。在能量管理系統調度下，儲能裝置也可與風、光的自動發電控制系統配合，提升電力系統調節能力，減少棄光棄風［20］。此外，當新能源并網點電壓瞬時跌落時，儲能裝置可提供緊急無功支撐，提高電網低電壓穿越能力［21］。

對于不同的儲能系統，其出力控制策略及配置容量影響其平滑新能源出力效果。配置經濟性好、利用率高的儲能系統十分關鍵。文獻［22］闡述了儲能技術平滑風光出力波動控制方法的研究現狀，總結了各類控制方法的優缺點。文獻［23］為實現平抑風光出力的波動性和延長儲能系統元件的經濟壽命，采用模糊控制規則調節儲能系統的出力。文獻［24］針對單一儲能系統無法滿足電網響應速度要求的問題，提出了相對高效的復合儲能配置方式來平滑風電出力波動。

3.2 儲能技術在輸電側的應用

在輸電側，儲能系統可參與電網調頻、改善網絡潮流分布及電網穩定性。文獻［25］和［26］針對如何提升儲能系統的調頻能力，從儲能系統控制策略、經濟效益等多個方面進行研究。文獻［27］針對電網調峰調頻需求，提出了儲能系統的選型方法，為儲能電站建設提供了理論基礎。

目前大量文獻以經濟效益為目標，針對如何改善電網潮流開展研究。文獻［28］以全網經濟性最優為目標，提出了儲能系統與其他發電系統的潮流分配策略。為提高線路輸送容量，文獻［29］以電網凈收益為目標，采用靈敏度分析和遺傳算法確定超導儲能系統的安裝位置及最佳容量。為提升直流饋入電網的新能源外送能力，文獻［30］提出將儲能系統應用于弱受端電網，全面支撐特高壓交直流網絡的穩態輸出。

利用儲能系統快速向系統提供有功和無功補償的優勢，可提高系統的運行穩定性，保證系統功率平衡。文獻［31］基于有功、無功解耦策略，利用變流器控制儲能系統出力方式。文獻［32］以貴州興義電網為例，將儲能系統與安全穩定控制裝置配合，以此提高電網安全穩定運行能力。

3.3 儲能技術在配電側的應用

隨著分布式電源、多元化負荷快速發展，配電網絡復雜性越來越高。儲能系統對提高分布式電源滲透率，提升配電網運行穩定性和經濟性具有積極作用。在傳統配電網中，通常利用儲能系統在負荷低谷時儲能，在負荷高峰時發電，平滑負荷曲線，延緩設備擴容，提高電網運行經濟性［33］。針對分布式電源接入引起的電壓質量問題，文獻［34］在不利用常規無功補償裝置的條件下，綜合協調儲能、有載調壓變壓器、分布式能源等設備，大幅提高分布式電源滲透率。文獻［35］針對主動配電網調壓問題，提出一種含傳統調壓設備與分布式儲能的配電網兩階段電壓控制策略，在減輕傳統調壓設備負擔的同時，能夠滿足電壓調節需求。針對含儲能裝置的配電網經濟調度問題，文獻［36］提出基于錐優化的配電網優化調度模型，為上述問題的解決提供了參考。

3.4 儲能技術在用戶側的應用

目前儲能作為需求響應手段，其盈利空間有限。對于采用兩部制電價的用戶，通過儲能系統降低基本電費的同時，再搭配峰谷差獲利、用戶自身優化運營，有可能實現盈虧平衡。文獻［37］以每月每戶用電費用最低為目標，對含風電工業用戶進行儲能優化規劃，通過多路迭代粒子群算法獲取工業用戶的最佳儲能規模與最佳充／放電策略；文獻［38］以用戶投資蓄電池回報率最大為目標，在計及儲能系統節省用戶容量電費與電量電費的基礎上，建立了儲能規劃模型，并采用專家知識庫規則與多步動態規劃對模型進行求解，以此獲取用戶最優合同容量與最佳儲能規模。為實現蓄電池在調節負荷時所節省的電費最大化，文獻［39］利用動態規劃法對儲能運行策略以及規模進行優化。

4 儲能應用模式

4.1 V2G 模式

V2G（Vehicle-to-grid）可實現電網與電動汽車間的雙向能量流與雙向通信，能夠對電動汽車充放電進行有效管理。V2G 模式中，電動汽車含有儲能與負荷雙重屬性。當電動汽車充電時，相當于電網的負荷；相反，電動汽車又可以作為電網儲能單元，將自身電量輸送至電網［40］。最大化利用電動汽車電池資源不僅可以增強電網的穩定性，還可增加其能量管理靈活性［41］。

日產公司2016 年在英國安裝了8 臺供內部員工使用的V2G 充電樁。此外，Enel 公司也于2016 年啟動V2G 試點項目，并在英國建設100 臺V2G 充電樁。美國西南研究院為開展大規模電動汽車充放電管理，2014 年推廣V2G 集中管理控制系統，在電網頻率遠低于正常工作頻率時，該系統可延遲電動汽車充電時間。同年，美國洛杉磯空軍基地首次將V2G技術應用于軍事領域。日本三大新能源車企（三菱、日產、豐田）均在研發并試點應用V2G 系統。豐田通商聯合中部電力公司，在日本經濟貿易產業省的補貼支持下，2018 年啟動了豐田愛知縣V2G 示范項目。

我國已在蘇州、北京等地開展V2G 試點。國網江蘇省電力公司2017 年在蘇州工業園建設了60 臺交直流充放電樁，通過控制中心與即插即用裝置互動認證，成功獲取負荷曲線與電網調度曲線，用戶參與車—網互動具備條件。2018 年，蘇州同里綜合能源服務中心建成具備虛擬同步機功能的V2G 充電樁，車—網協同能力進一步增強。

4.2 虛擬電廠模式

虛擬電廠是指利用協調控制技術與雙向通信技術，將儲能單元、分布式電源及可控負荷整合為一個整體，通過協調優化調度，使其對外具有傳統發電廠特征，并在保證系統穩定、安全運行的前提下，實現降低發電成本、優化資源利用、減少溫室氣體排放、提高新能源經濟效益等目標。虛擬電廠能夠聚合管理多種分布式發電機組，如光伏發電單元、風電機組、柴油機、小型水電、微型熱電聯產機組等，每種發電機組都具備自身特有的輸出特性，因此需要實現各機組間的協調配合運行［42］。依據分時電價，虛擬電廠還可以調整可控負荷，利用儲能充放電改變虛擬電廠輸出，使其對電網呈現虛擬發電特性［43］。虛擬電廠內部的分布式發電機組資產并不一定歸虛擬電廠運營商擁有。分布式發電機組與虛擬電廠運營商的關系主要為貨幣流分配、信息流共享與能量流調度。

虛擬電廠的關鍵技術主要包括協調控制技術、智能計量技術和信息通信技術。在協調控制上，虛擬電廠的控制對象主要包括各種分布式電源、儲能系統、可控負荷以及電動汽車。聚合多種類分布式電源是虛擬電廠協調控制的重點和難點。在智能計量上，通過遠程測量轄域內各單元的實時數據，實現虛擬電廠對分布式電源和可控負荷等的監測控制。在信息通信上，虛擬電廠需要雙向通信，接收各單元狀態信息，向控制目標輸送控制信號［44］。

國際上，荷蘭Power Matcher 項目采用集中代理方式聚合分布式電源，統一各代理出價，并將統一出價發送給拍賣代理。拍賣代理尋找均衡價格，將均衡價格反饋給所有代理，實現控制行為。歐盟FENIX項目對分布式電源并入大型虛擬電廠進行分級管理，實現分布式電源的優化運行。德國ProVPP 項目聯合余熱發電、風力發電、小型水電站、光伏發電、沼氣發電及大型水泥廠、煉鋁廠，利用統一的信息系統與能量調度系統，建成一體化電力供應機構。丹麥EDISON 項目采用虛擬電廠對電動汽車進行管理，通過集中控制實現電動汽車充放電優化調度。在國內，上海、河北、安徽等地的電網企業已開展虛擬電廠試點，通過聚合新能源、儲能、用戶側資源，實現削峰填谷，提高電力系統運行靈活性和經濟型。

4.3 共享儲能模式

共享儲能是在能源互聯網背景下產生的儲能運營新模式，具有分布廣泛、應用靈活等優點，有利于提升電網調節能力和新能源消納能力，已成為能源互聯網框架中儲能應用的重要研究方向［45］。常規配套儲能項目一般服務于可再生能源電站，各電站的儲能裝置沒有直接聯系，商業模式簡單，不利于儲能經濟運營。共享儲能可將電源側、電網側、用戶側的儲能裝置協同為一個整體，共同為某一區域內的新能源電站和電網提供輔助服務［46］。參與交易的新能源電站在出力受限時，可將棄光、棄風電量存儲到共享儲能系統中，在可再生能源出力低谷或用戶用電高峰時釋放電能，如圖2 所示。新能源和儲能電站雙方分攤交易電量收益，實現新能源發電企業和儲能電站雙贏。共享儲能可提高儲能設備利用率，促進可再生能源消納，為區域電網提供堅強支撐，實現儲能裝置經濟社會效益擴大化。2019 年4 月21 日至30日，國網青海省電力公司采取市場合約方式，組織3家新能源企業首次開展了共享儲能調峰輔助服務交易試點。

圖2 共享儲能的運營模式

5 儲能成本效益

現有研究大多集中于運營商收益獲取模式，例如調頻收益、低儲高發獲利、備用收益等。文獻［47］、［48］ 分別建立10 MW／70 MWh 的釩電池與鈉硫電池儲能站混合整數非線性規劃優化調度模型，采用代數模型系統對模型進行求解，獲取儲能最優運行策略，并基于儲能總造價計算年收益率。文獻［49］計及調頻收入與低儲高發獲利，計算紐約1 MW／0.25 MWh飛輪儲能站與1 MW／10 MWh 鈉硫電池儲能站在不同運行策略下的收益。文獻［50］從調頻收入、低儲高發獲利、延緩電網升級角度進行建模計算，分析幾種蓄電池（鎳鎘、鉛酸、鈉硫、釩電池）儲能技術的經濟性。文獻［51］利用DYNASTORE 軟件計算地區電網中用于負荷調節、頻率控制、旋轉備用的蓄電池在不同規模下的經濟效益，并對收益隨儲能規模變化情況進行了分析。文獻［52］對法國電網中1 500 MWh壓縮空氣儲能系統進行優化調度仿真，比較不同商業模式下的經濟效益。

6 結論與建議

隨著新能源大規模并網和電網峰谷差增大，儲能技術在能源互聯網發展中將擁有廣泛的應用前景。從儲能技術看，鋰離子電池研發和應用已取得重大進展，在大規模儲能領域有很好的應用前景。目前，磷酸鐵鋰電池具有電化學儲能大規模應用可行性。抽水蓄能電站具有單機規模大、壽命長、單位投資小、安全性高、可提供轉動慣量等優點，適合系統級應用，是目前電力系統應用最廣泛的儲能技術，但其地理條件受限程度大，環境影響較大，建設周期長。壓縮空氣儲能電站裝機規模較大、壽命長、單位功率投資相對較高、典型放電時間長、全功率響應時間為分鐘級，其依賴儲氣室，目前主要利用巖穴和廢棄礦井，對建設條件有一定要求，技術在初步成熟階段。氫能由于其高能量密度、無污染，是未來能源的重要發展方向之一。目前“電—氫—電”轉換效率低于鋰離子電池，但技術成長空間較大，尤其在移動動力裝置方面有優勢。

在政策支持方面，一是擴大電力輔助服務市場主體，按照誰受益、誰承擔的原則，建立新能源企業、電力用戶等參與的輔助服務分擔共享機制；二是制定新能源電站儲能配置政策，明確新能源電站儲能配置比例、容量，建立保障儲能投資回收和穩健運營的機制；三是需要將電源側和用戶側儲能納入電網統一調度，集合電源、電網、用戶三側的儲能資源，為電力系統提供調峰、調頻和緊急備用支持，服務新能源發展。

隨著儲能技術快速發展、單位造價逐步下降、相關配套政策日趨完善，預計電源側儲能可通過提高電源尤其是新能源利用率、峰谷分時電價、輔助服務費用補償等方式實現投資回收和盈利；電網側儲能可采用共享儲能等模式實現投資回收和盈利；用戶側儲能可通過峰谷分時電價、輔助服務費用補償、降低容量電費等方式實現投資回收和盈利。此外，儲能在電力系統中的廣泛應用，將進一步提升 “源網荷儲”的協調互動能力，實現多能流系統的互聯互補和協同優化，提高電網運行的安全性、靈活性和經濟性，推動形成“清潔低碳、安全可靠、泛在互聯、高效互動、智能開放”的能源互聯網。