储能电站功能及典型应用场景分析

3.1 可再生能源自我消纳

太阳能、 风能等可再生能源容易受天气等外部条件影响， 其出力具有随机性和波动性， 不利于电网的稳定运行。为维持电网的稳定运行， 目前采用的主要应对措施为弃风（弃光）。而高比例的弃风（弃光）会造成能源的浪费， 并将限制可再生能源渗透率的提升， 从而影响清洁能源的发展。通过储能的功率充放来配合可再生能源发电， 能够有效平滑发电出力曲线， 从而达到可再生能源自我消纳的目的[13-14]。

文献[15]建立了基于Portland 风电场的储能动态评估模型， 并分别对抽水蓄能、 CAES 和热储能3 种储能系统的投资收益率进行了比较， 得出CAES 经济效益最好， 适于安装在Portland 及其他类似风电场内。

文献[16]以并网风储系统的经济性评价为目标， 建立了适用于可再生能源削峰填谷的收益模型：

式中：I 为年收益额；P 为可再生能源发电上网电价；Qs为储能系统释放电量；Cs为储能系统度电成本。

文献[17]基于BESS（蓄电池储能）自身特性和在风电场应用中的社会经济影响因素， 构建了储能系统综合评价指标体系。将熵值法和灰色关联分析法相结合， 建立了基于熵权的综合评价模型， 并对不同类型的电池储能进行评估。结果表明， 锂离子电池在各方面综合表现最优， 钠硫电池、 铅酸电池等效益依次降低。

文献[18]分析了分布式光伏与储能系统结合的优势， 通过储能系统寿命及成本指标、 销售电价分类、 光照利用小时数等， 根据国内实际情况分3 类资源区进行了光储系统的经济性收益评估。结果表明，Ⅰ类资源区均具有经济性，Ⅱ类和Ⅲ类资源区光伏满发小时数需分别达到827 h 和820 h 以上时才具有经济性。

储能的经济性评价方法需要考虑包括可再生能源的整个系统的成本和收益， 尤其是电价的区域性和时段性差别， 这会对整个模型的评价结果及储能系统的可行性产生较大影响。

3.2 电网调峰

储能电站在电网不同工况下可以作为电源输出功率或是作为负荷吸收功率。与可再生能源自我消纳类似， 电网可以利用储能装置在负荷高峰时期放电， 在负荷低谷时充电， 从而达到改善负荷特性、 参与系统调峰的目的。

通过在负荷峰谷差较大的区域电网中， 选择在合适地点的变电站高压母线上， 建立相对独立的储能电站， 以满足该地区调峰需求。储能电站直接受省级（或地区级）电网调度控制， 省调（或地调）根据该母线发电出力、 负荷曲线以及实时母线电压、 频率等情况， 控制储能电站的充电和放电， 从而达到调峰的目的。这样不仅避免了为满足峰值负荷而建设发电机组， 同时充分利用系统负荷低谷时的机组发电， 节约运行成本。

文献[19-22]对配电网中的BESS 系统价值评估进行了研究， 综合考虑储能系统在电网调峰等方面的经济性， 并进行模型建立和分析评价工作。

文献[23-26]对储能参与电力系统调峰的商业模式和经济效益进行分析， 建立了主要考虑成本的投资规划模型和运行基础模型， 分别对用户和储能运营商的商业可行性进行了评价。

2018 年7 月18 日， 国内最大的电网侧电池储能电站在江苏镇江投运， 充分发挥电池储能系统调峰、 调频、 应急响应的作用， 解决了镇江区域电网夏季负荷供电缺口， 有效增加了电网的调节手段和调节能力， 有助于电网安全稳定运行。初步估算， 该项目每年可减少燃煤消耗5 300 t，相当于减少1 座200 MW 的常规调峰电厂， 可节省电厂投资及电网配套投资约16 亿元[27]。

3.3 备用容量等辅助服务

维持电网的稳定性和可靠性离不开备用容量的支撑。备用容量的主要作用是在电网正常运行所需的发电出力意外中断时， 可快速提供负荷所需电能， 保证电力系统稳定运行。通过储能等方式提供备用容量被称作辅助服务， 一般来说， 备用容量应达到正常供电容量的15%～20%。

储能电站用作备用容量时， 其发电设备必须处于运行状态且可及时响应调度指令。与电网调峰不同的是， 用于备用容量的储能电站主要是进行放电操作， 需要随时做好响应准备， 以保证在突发功率不平衡情况下系统的频率稳定。

文献[28]提出可再生能源的不确定性凸显了储能容量的重要；在储能中备用容量的重点在于不同时间范围内进行准确的资源预测以确保新能源的可用性， 同时还可纠正因预测错误导致的不平衡。

文献[29]分析了CAES 电站的最优旋转备用容量承担方案， 通过考虑能够反映CAES 电站分钟级运行特性的旋转备用容量约束和日内调度约束， 得出CAES 电站适合承担系统旋转备用任务，以提高系统常规机组运行经济性的结论。

文献[30]利用机会约束理论建立考虑风电预测误差与备用容量购入成本的电力系统动态经济调度模型， 并将备用容量分为自动发电控制容量与事故备用容量， 分别计及两者调节特性与购入成本进行分时段最优分配， 验证了该模型的实用性及其指导意义。

储能电站做为备用容量是辅助服务的一个方面， 但备用容量设备的利用率往往不高， 因此其实际效益仍需要综合考虑成本和收益后， 借鉴经济性评价方法进行深入研究。

3.4 大用户峰谷价差套利

峰谷价差套利是在低电价或系统边际成本时段购买廉价电能， 在高电价或供不应求时段使用或卖出。峰谷价差套利的收益在很大程度上取决于峰谷电之间的价差。

随着光伏发电在电网中的比重日益加大， 日照充分下的光伏发电使得电网的“鸭脖子”现象日益突出， 而此类现象又严重依赖于天气状态， 因此客观上使得电网出现“夜谷”和“日谷”的随机概率增大， 加剧了电力系统的峰谷差应对难度。

文献[32]就BESS 对用户收益分析建模， 利用峰谷价差套利减少用户电量电费， 提出一旦储能达到一定的规模， 则会对系统峰谷差产生较明显的影响， 从而影响峰谷电价差， 给BESS 的经济收益带来风险；文中同时指出目前BESS 仍处于试验运行阶段， 还需依靠国家政策扶持。

文献[33]在低储高发即峰谷价差套利模式下，对美国纽约1 MW/0.25 MWh 飞轮储能站和1 MW/10 MWh 钠硫电池储能站在不同运行策略下的成本收益进行评估， 得出储能电站进行套利的可行性方案。

文献[34]建立了用户侧经济效益计算评估的数学模型， 主要体现在高峰负荷的转移， 用户减少的电费支出：

式中：B 为接入储能系统后用户总经济效益；Bi为第i 年的经济效益；T 为储能电站运行年限，由电池的循环使用寿命折算；Ki=1/（1+r）i为第i年的限值系数， r 为年利率；Qi为第i 年通过储能实现削峰填谷的电量；ρfi和ρgi分别是第i 年实行的峰、 谷电价。

该文献除建立用户侧经济性评估模型外， 还综合考虑了发电侧及电网侧的经济效益， 并通过仿真计算得出成本效益差随峰荷转移比的曲线。结果表明， 当峰荷转移比为0.4 时成本效益差最大， 随着峰荷转移比的继续增加， 将出现峰谷倒置的现象， 因此经济效益将逐渐下降。

文献[16]给出了通过储能进行分时电价管理的收益， 其主要获得途径是峰谷电价差和用电计划调整：

式中：I 为储能系统的年收益额；Pin和Pout分别为储能电价和用电电价；Qin和Qout分别为储能电量和用电量；C 为储能装置的度电成本。

储能电站的成本和效率对大用户峰谷价差套利影响很大， 其中成本包括固定投资成本和可变运维成本， 效率包括充放电效率和容量衰减率等。影响大用户峰谷价差套利经济收益的因素包括购电、 储电、 放电等成本， 以及卖电、 用电收益等。跨季节或昼夜储能也可参与大用户峰谷价差套利， 可用于解决新能源发电季度差异或日间差异。

用户侧储能的收益还和很多因素有关， 包括：

（1）日负荷特性曲线。如果其峰段负荷较高，则安装储能的效益要比峰段负荷较低的负荷要高。

（2）是否含有DG（分布式电源）。如果自身含有DG， 就可能利用储能将DG 的发电用在分时电价的高电价阶段。

（3）如果DG 价格降低很快， 通过DG 和相对成本较高的储能配合， 也可能产生比不配置储能更好的效益。

总之， 对不同的负荷而言， 需要考虑其负荷特性和是否含有DG 以及DG 特性；对负荷侧储能而言， 研究其含储能以及考虑分布式发电的最优日运行方式特别重要[31]。需要研究在各地分时电价下含储能以及考虑分布式发电的最优日运行方式， 然后根据储能及DG 的成本进行具体的经济技术分析；另外， 储能不仅是日益成熟的技术， 也是一个新型产业， 其大规模的应用可大幅度降低成本， 尤其是储能与分布式发电相配合，甚至可构成不同形态的微电网， 大大提高分布式发电的渗透率， 是未来的发展方向。

3.5 延缓输电设施升级

输电设施升级通常指的是供电部门为满足未来10～20 年负荷增长， 对变电站中老旧或过载的变压器进行替换， 或重新铺设负载更大的输电线路。但随着充电桩等短时高功率负荷的接入， 新的输电设备在大部分时间内利用率较低， 造成资源浪费。储能电站可替代传统的电网升级措施，以延缓线路和变压器的投资， 实现“无线路解决方案”， 同时在峰值负荷时提供容量以满足全部负荷的需求。

储能电站可削减峰值负荷， 从而延长设备寿命。集装箱式储能电站可移动到其他需要容量升级的变电站， 使投资利用最大化。例如文献[35]中所述福建安溪移动式储能电站， 其用电负荷主要为制茶厂及居民用电， 季节性用电负荷突出， 茶叶制作高峰期用电负荷为平时的8～12 倍。通过该工程项目的实施， 台区供电能力提高40%以上， 有效提高了电能利用效率， 延缓了输电设施升级。

文献[36]对储能系统延缓配电网投资的经济效益进行评价， 并分析了各个因素对评价结果的重要性。结果表明， 对效益影响最大的是储能电池及配网设备的投资成本， 其次是负荷增长率和储能的运行费用。很显然， 在负荷增长率较低且电网扩容改造费用较高的情况下， 储能系统的应用将获得可观的经济效益。

文献[37]从延缓电网设备升级和调频等方面对收益净值进行建模计算， 并分别针对几种主要的电化学储能技术（钠硫、 铅酸和镍镉电池）在当前造价条件下的经济性进行评估分析， 给出了不同应用场景和储能技术下的投资和发展建议。

3.6 储能复合利用

鉴于储能的多功能， 在很多应用场合可以根据需求实现储能的复合利用。整体上可归纳为储能分时电价收益、 网络损耗成本减小收益、 可靠性收益、 延缓电网升级改造收益、 弃风减小收益及弃光减小收益、 减少新能源发电所需备用容量、辅助服务收益等。

成本主要包括储能系统的投资成本、 接入系统成本、 不同功能的年运行维护费用（包括土地占用等）。

3.7 集中式储能的场地制约

由于集中式储能电站一般布置或接入35 kV及以上高压变电站的10 kV 母线， 因此其场地成为选址的关键因素之一。如江苏镇江东部电网利用了1 座220 kV 变电站、 3 座110 kV 变电站、 1座35 kV 变电站的空域场地， 以及2 个废弃35 kV 变电站场地， 并租用了1 个专门空地。

3.8 面向场景的通用评价过程

首先需要确立储能电站的主要复合应用场景， 对应于不同的典型场景， 考虑各类评价指标体系的复杂性及维度不同的特点， 建立成本和收益的综合评价模型。选取合适的综合评价方法进行分析， 主要评价方法包括层次分析法、 主成分分析法、 TOPSIS 优选法和灰色关联分析法等。通过确定不同评价指标的权重， 对其进行量化处理，避免出现主观判断的弊端。最终得到不同储能技术、 不同应用场景下的综合评价排名。

4 结语

本文在分析储能电站功能定位和典型应用场景的同时， 着重对多种储能技术在不同应用场景下的经济性评价进行综述。结合浙江电网， 总结了未来研究中应该考虑的几个问题和研究方向：

（1）建立储能电站评价模型时应针对不同应用场景和储能技术进行综合考虑， 以便兼顾经济性和技术适用性， 也可适当考虑不同储能技术的混合使用， 发挥各自的技术优点。

（2）随着电力市场改革的深入推进， 储能电站存在着多场景的复合运行模式， 如既可以为大用户提供套利空间， 也可以为市场参与者提供调频、 调峰等辅助服务。因此后期应结合各地不同的电力市场机制， 对储能电站应用价值和运行方案进行更加全面深入的研究。

（3）储能电站的经济收益往往是多方面的， 不仅需要评估投资主体的主要收益， 还要考虑到其他隐性的经济效益和社会效益， 这将有利于储能技术的商业化和实用化。

（4）作为特高压交直流输电的受端电网， 浙江电网若在远端出现脱机或跳闸等突发性故障，将导致巨大的功率短缺甚至是电网失压等瘫痪性故障， 因此在储能电站作为系统备用容量的选取上也显得尤为重要。

参考文献：（略）

DOI：10.19585/j.zjdl.201905001

开放科学（资源服务）标识码（OSID）：

基金项目：国网浙江省电力有限公司科技项目（5211JY17000N）

作者简介：徐 谦（1963）， 男， 教授级高级工程师， 长期从事电网规划运行及运营策略的研究。