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　　凯发k8国际官网ღ★✿，凯发k8国际官网ღ★✿！新能源ღ★✿，凯发k8国际娱乐官网入口ღ★✿，凯发K8旗舰厅ღ★✿，根据我国能源转型工作的相关要求ღ★✿，电力系统中风ღ★✿、光ღ★✿、核等非化石能源占比将持续提高ღ★✿。由于核电出力调节困难ღ★✿，风ღ★✿、光等可再生能源具有间歇性的特点魔兽贴吧27ღ★✿，使得电力系统在调峰ღ★✿、调频等方面所面临的挑战将越来越严峻ღ★✿，需要大量创新性技术如廉价ღ★✿、环保ღ★✿、安全的储能技术作为有力支撑ღ★✿。

　　储能技术包括物理储能ღ★✿、电化学储能ღ★✿、电磁储能ღ★✿、相变储能等多种类型ღ★✿，目前建设规模最大的是以传统抽水蓄能为代表的物理储能ღ★✿。近年来ღ★✿，其他类型储能技术得到了快速发展魔兽贴吧27ღ★✿，特别是电化学储能技术ღ★✿，以其响应速度快ღ★✿、建设周期短ღ★✿、能量转换效率高等优势逐步开始应用于调峰调频领域ღ★✿。近期ღ★✿，新型超级电容储能技术取得了突破性进展ღ★✿。但是储能的大规模应用还面临一些问题ღ★✿，本文主要从电化学储能在电力系统中应用的经济性角度进行探讨ღ★✿。

　　在发电侧ღ★✿，储能设施可以平抑出力波动ღ★✿，改善电能质量ღ★✿；调节电站出力ღ★✿，减少新能源电厂的弃风弃光ღ★✿；参与系统辅助调频等ღ★✿。在电网侧凯发K8旗舰厅AG登录ღ★✿，储能设施可以减少系统峰谷差ღ★✿，改善负荷曲线ღ★✿，减少部分峰荷机组和输变电工程的建设ღ★✿；参与系统调频ღ★✿；作为黑启动电源和重要负荷的保安电源等ღ★✿。在用户侧ღ★✿，储能设施可以利用峰谷电价差降低电度电费ღ★✿；减少供电负荷峰值ღ★✿，降低容量电费ღ★✿；为自身敏感设备提供备用电源等ღ★✿。

　　储能技术的大规模应用还面临多个方面的问题ღ★✿，一方面电化学储能技术本身还存在成本问题ღ★✿、安全问题和环保问题ღ★✿，需要不断地突破和完善ღ★✿，另一方面储能设施的投资回收机制还不明朗ღ★✿，商业模式尚不完善ღ★✿。

　　目前凯发K8旗舰厅AG登录ღ★✿，一些省区的调峰调频辅助服务市场已逐步开启ღ★✿，储能项目通过参与系统调频服务获利的可能性增大ღ★✿，但是调峰辅助服务的相关政策更多是从发电厂个体出发ღ★✿，缺乏对电力系统整体经济性的考虑ღ★✿，同时《输配电定价成本监审办法》明确了储能投资不得计入电网输配电定价成本ღ★✿，电网侧储能的发展也受到制约ღ★✿，因此储能的发展还需要相应政策的进一步支持和电价机制引导ღ★✿。

　　从全社会的角度出发ღ★✿，建设大规模接至10kV及以下电压等级的分布式储能装置ღ★✿，可实现削峰填谷ღ★✿，降低系统最高负荷和峰谷差ღ★✿。既能减少系统统调主力调峰电厂的建设ღ★✿，又能减少220kV及110kV变电容量及输电线路的建设ღ★✿，降低系统投资ღ★✿。当减少的电源及电网侧投资大于增加的储能投资时ღ★✿，整体经济性较好ღ★✿。

　　以海南远景全社会2000万kW负荷水平（电量1120亿kWh）为例进行测算ღ★✿，规划以气电ღ★✿、核电为主的装机方案作为基准电源方案ღ★✿，储能规模维持现有抽水蓄能装机规模不变ღ★✿，系统总装机规模约2710万kWღ★✿。海南远景电源装机比例(见表1)ღ★✿。

　　远景夏季日最小负荷率为0.62ღ★✿，冬季日最小负荷率为0.46ღ★✿，日峰谷差较大ღ★✿。采取新增大规模储能装置替代同容量气电机组ღ★✿，以实现用电负荷的削峰填谷ღ★✿，优化负荷曲线ღ★✿。新增储能规模及相应电源装机比例（见表2）ღ★✿。

　　① 当增加储能装置190万kW/380万kWh凯发K8旗舰厅AG登录ღ★✿，替代190万kW气电机组时ღ★✿，可使夏季日最小负荷率上升至0.8ღ★✿，冬季日最小负荷率上升至0.63（见图2）ღ★✿。在此情景下ღ★✿，火电机组利用小时数得到提升ღ★✿。

　　当增加储能装置380万kW/760万kWhღ★✿，替代380万kW气电机组时ღ★✿，可使夏季日最小负荷率上升至0.9ღ★✿，冬季日最小负荷率上升至0.75ღ★✿，(见图3)ღ★✿。在此情景下ღ★✿，火电机组利用小时数大幅提升ღ★✿，煤电达到6500多小时ღ★✿，气电达到4000多小时ღ★✿。

　　当增加储能装置570万kW/1140万kWhღ★✿，替代570万kW气电机组时ღ★✿，可使夏季和冬季的日最小负荷率均上升至0.9以上ღ★✿，已趋近于1魔兽贴吧27ღ★✿，（见图4）ღ★✿。在此装机方案下ღ★✿，核电机组和煤电机组除停机检修时间外ღ★✿，基本均处于满发状态ღ★✿，气电机组和储能既承担发电任务又承担系统备用容量ღ★✿。

　　增加储能装置减少了系统内调峰电源装机规模ღ★✿，提高了系统内机组的利用小时数ღ★✿，综合考虑电源建设投资ღ★✿、运营年限ღ★✿、燃料费和运行费等因素后ღ★✿，计算电源侧年费用ღ★✿，结果见图5ღ★✿。具体参数选取如下ღ★✿：

　　①燃气电厂单位造价取3000元/kWღ★✿，经营期25年ღ★✿，年固定运行费率取项目建设投资的3%（不含燃气费）ღ★✿，机组平均气耗取0.2 m3/kWhღ★✿，天然气气价取2.5元/m3ღ★✿；燃煤火电标煤单价取600元/吨ღ★✿。

　　核电厂单位造价取15500元/kWღ★✿，经营期30年ღ★✿，年固定运行费率取项目建设投资的4%（不含核燃料费）ღ★✿，核燃料单价取0.06元/千瓦时ღ★✿。

　　光伏电站单位造价取5000元/kWღ★✿，经营期取25年ღ★✿，年运行费取项目建设投资的2.4%ღ★✿。

　　储能电站单位造价取1000-3000元/kWhღ★✿，经营期取10年ღ★✿，年运行费取项目建设投资的5%ღ★✿，发电效率取90%ღ★✿。

　　由图5可见ღ★✿，当储能综合造价降至2500元/kWh及以下时ღ★✿，以储能替代气电装机的方式可降低电源侧的总年费用ღ★✿。当储能综合造价在3000元/kWh及以上时ღ★✿，以储能替代气电装机的方式在电源侧的经济性较差ღ★✿。

　　当通过增加储能装置使系统日最小负荷率趋近于1时ღ★✿，常规电源机组都已得到充分利用ღ★✿，此时再新增储能装置已无法替代气电机组ღ★✿，此时继续增加储能装置的经济性将变差ღ★✿。

　　ღ★✿，减少电网侧投资ღ★✿。220kV电网变电容载比按1.9计算ღ★✿，110kV电网变电容载比按2.1计算ღ★✿，储能对电网侧投资的影响结果(见表3)ღ★✿。

　　新增190万kW/380万kWh储能装置ღ★✿，相比基准电源方案可减少电网投资22.5亿元凯发K8旗舰厅AG登录ღ★✿，

　　若储能综合造价为3000元/kWhღ★✿，新增储能装置容量达到380万kW/760万kWhღ★✿，全社会总年费用可降低7.7亿元ღ★✿，平均每度电价格可降低0.007元/kWhღ★✿；若储能综合造价降至2500元/kWh凯发K8旗舰厅AG登录ღ★✿，全社会总年费用可降低15.2亿元ღ★✿，平均每度电价格可降低0.014元/kWhღ★✿。

　　储能价格下降越多ღ★✿，全社会经济性越好ღ★✿，社会所有参与者均可以从中获益ღ★✿，关键在于红利如何分配

　　在现有的电力体制下ღ★✿，储能除了通过调频辅助服务获利ღ★✿、用户侧储能通过峰谷电价差套利等商业模式较为清晰外ღ★✿，其他应用场景的储能投资回收机制和商业模式还不完善魔兽贴吧27ღ★✿。但是我国的电力体制改革仍然在稳步推进魔兽贴吧27ღ★✿，各项制度也在不断创新和完善中ღ★✿，因此我们通过分析对于未来的电价策略提出以下建议ღ★✿。

　　①通过前面的分析可以看出ღ★✿，大规模储能可以减少输配电网投资ღ★✿，与输配电服务有较大的关联性ღ★✿，如果将储能设施建设投资纳入输配电成本ღ★✿，对于电网降低建设成本也能起到正向激励作用ღ★✿。

　　但《输配电定价成本监审办法》明确电网侧储能投资不能计入电网输配电定价成本ღ★✿，这项规定的出发点是考虑到电网公司是提供输配电服务的供应商ღ★✿，而储能既可以作为负荷又可以作为电源ღ★✿，还可以提供辅助服务凯发K8旗舰厅AG登录ღ★✿，因此储能的投资与输配电服务的相关性较难界定ღ★✿，需要进一步研究ღ★✿。

　　②大规模储能可以改善系统负荷曲线ღ★✿，降低系统峰谷差ღ★✿，减少尖峰负荷值ღ★✿，因此可以减少大型调峰机组的建设ღ★✿，同时提高已有主力电源装机的利用小时数ღ★✿，

　　因此可以通过计划或市场方式将上网电价下降总量的一部分用于激励储能设施的建设ღ★✿，其余部分可用于降低用户侧终端销售电价ღ★✿，实现全社会（包括电源ღ★✿、电网ღ★✿、储能ღ★✿、用户）的多方互动共赢ღ★✿。

　　制定电源ღ★✿、电网ღ★✿、用户联动的分时电价机制ღ★✿，健全价格激励和约束手段ღ★✿，使节约能源资源与保护生态环境成为单位ღ★✿、家庭ღ★✿、个人的自觉行动ღ★✿，促使电力系统的各参与者自发建设储能装置ღ★✿、主动参与系统调峰ღ★✿，促进储能行业的健康发展ღ★✿。

　　当前新能源电站建设储能装置的积极性不高ღ★✿，这是因为国家从支持新能源发展的角度ღ★✿，要求电网需全额收购其发电量ღ★✿，并且由电网承担新能源发电波动的平衡义务ღ★✿。这对市场的其他参与者不公平凯发K8旗舰厅AG登录ღ★✿，因此可加强对新能源电站发电的偏差考核ღ★✿，以价格手段促使新能源电站建设储能装置以化解风险ღ★✿，提高新能源发电的渗透率ღ★✿。（本文作者ღ★✿：宁光涛ღ★✿、李琳玮 海南电网有限责任公司电网规划设计研究中心ღ★✿，陈皓勇 华南理工大学电力经济与电力市场研究所）