“可再生能源+儲能”可大幅降低電力系統(tǒng)投資，但目前儲能大規(guī)模應(yīng)用還面臨著技術(shù)待突破、商業(yè)機(jī)制待完善等難題。建議借力電力體制改革，通過電價(jià)機(jī)制完善儲能投資回收機(jī)制和商業(yè)模式。

　　根據(jù)我國能源轉(zhuǎn)型工作的相關(guān)要求，電力系統(tǒng)中風(fēng)、光、核等非化石能源占比將持續(xù)提高。由于核電出力調(diào)節(jié)困難，風(fēng)、光等可再生能源具有間歇性特點(diǎn)，使得電力系統(tǒng)在調(diào)峰、調(diào)頻等方面所面臨的挑戰(zhàn)將越來越嚴(yán)峻，需要大量創(chuàng)新性技術(shù)支撐，廉價(jià)、環(huán)保、安全的儲能技術(shù)就是一個可行的選擇。

　　儲能技術(shù)包括物理儲能、電化學(xué)儲能、電磁儲能、相變儲能等多種類型，目前建設(shè)規(guī)模最大的是以傳統(tǒng)抽水蓄能為代表的物理儲能。近年來，其他類型儲能技術(shù)得到了快速發(fā)展，特別是電化學(xué)儲能技術(shù)，以其響應(yīng)速度快、建設(shè)周期短、能量轉(zhuǎn)換效率高等優(yōu)勢逐步開始應(yīng)用于調(diào)峰調(diào)頻領(lǐng)域。近期，新型超級電容儲能技術(shù)取得了突破性進(jìn)展。但是儲能的大規(guī)模應(yīng)用還面臨一些問題，本文主要從電化學(xué)儲能在電力系統(tǒng)中應(yīng)用的經(jīng)濟(jì)性角度進(jìn)行探討。

　　儲能大規(guī)模應(yīng)用仍存諸多難題

　　儲能技術(shù)在電力系統(tǒng)中的應(yīng)用場景主要包括發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)。

　　在發(fā)電側(cè)，儲能設(shè)施可以平抑出力波動，改善電能質(zhì)量;調(diào)節(jié)電站出力，減少新能源電廠的棄風(fēng)棄光;參與系統(tǒng)輔助調(diào)頻等。在電網(wǎng)側(cè)，儲能設(shè)施可以減少系統(tǒng)峰谷差，改善負(fù)荷曲線，減少部分峰荷機(jī)組和輸變電工程的建設(shè);參與系統(tǒng)調(diào)頻;作為黑啟動電源和重要負(fù)荷的保安電源等。在用戶側(cè)，儲能設(shè)施可以利用峰谷電價(jià)差降低電度電費(fèi);減少供電負(fù)荷峰值，降低容量電費(fèi);為自身敏感設(shè)備提供備用電源等。

　　但儲能技術(shù)的大規(guī)模應(yīng)用還面臨多個問題。一方面，電化學(xué)儲能技術(shù)本身還存在成本、安全和環(huán)保問題，需要不斷突破和完善。另一方面，儲能設(shè)施的投資回收機(jī)制還不明朗，商業(yè)模式尚不完善。

　　目前，一些省區(qū)的調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)市場已逐步開啟，儲能項(xiàng)目通過參與系統(tǒng)調(diào)頻服務(wù)獲利的可能性增大，但是調(diào)峰輔助服務(wù)的相關(guān)政策更多是從發(fā)電廠個體出發(fā)，缺乏對電力系統(tǒng)整體經(jīng)濟(jì)性的考慮，同時(shí)《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》明確了儲能投資不得計(jì)入電網(wǎng)輸配電定價(jià)成本，電網(wǎng)側(cè)儲能的發(fā)展也受到制約，因此儲能的發(fā)展還需要相應(yīng)政策的進(jìn)一步支持和電價(jià)機(jī)制引導(dǎo)。

　　分布式儲能可提升電力系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性

　　從全社會的角度出發(fā)，建設(shè)大規(guī)模接至10kV及以下電壓等級的分布式儲能裝置，可實(shí)現(xiàn)削峰填谷，降低系統(tǒng)最高負(fù)荷和峰谷差。既能減少電力系統(tǒng)主力調(diào)峰電廠的建設(shè)，又能減少220kV及110kV變電容量及輸電線路的建設(shè)，降低系統(tǒng)總投資。當(dāng)減少的電源及電網(wǎng)側(cè)投資大于增加的儲能投資時(shí)，整體經(jīng)濟(jì)性較好。

　　以海南遠(yuǎn)景全社會2000萬kW負(fù)荷水平(電量1120億kWh)為例進(jìn)行測算，以原規(guī)劃的氣電、核電為主的裝機(jī)方案作為基準(zhǔn)電源方案(含現(xiàn)有抽水蓄能裝機(jī)60萬kW)，系統(tǒng)總裝機(jī)規(guī)模約2710萬kW。

　　適當(dāng)增加儲能裝置可優(yōu)化負(fù)荷曲線。

　　遠(yuǎn)景原始負(fù)荷曲線中夏季日最小負(fù)荷率為0.62，冬季日最小負(fù)荷率為0.46，日峰谷差較大。通過新增大規(guī)模儲能裝置替代同等功率氣電機(jī)組，在滿足電量總需求的前提下，通過用電負(fù)荷的削峰填谷，優(yōu)化負(fù)荷曲線。假定新增分布式儲能裝置的放電時(shí)間均為2小時(shí)，放電深度100%。

　　對以下三種場景分別進(jìn)行電力電量平衡計(jì)算，結(jié)果如下：1)當(dāng)增加儲能裝置190萬kW/380萬kWh，替代190萬kW氣電機(jī)組時(shí)，通過新增的儲能裝置與原有抽蓄機(jī)組共同作用(下同)，可使夏季日最小負(fù)荷率上升至約0.8，冬季日最小負(fù)荷率上升至約0.63，火電機(jī)組利用小時(shí)數(shù)得到提升。2)當(dāng)增加儲能裝置380萬kW/760萬kWh，替代380萬kW氣電機(jī)組時(shí)，可使夏季日最小負(fù)荷率上升至約0.9，冬季日最小負(fù)荷率上升至約0.75。此時(shí)火電機(jī)組利用小時(shí)數(shù)大幅提升，煤電達(dá)到6500多小時(shí)，氣電達(dá)到4000多小時(shí)。3)當(dāng)增加儲能裝置570萬kW/1140萬kWh，替代570萬kW氣電機(jī)組時(shí)，可使夏季和冬季的日最小負(fù)荷率均上升至約0.9，見圖1。此時(shí)核電機(jī)組和煤電機(jī)組除停機(jī)檢修時(shí)間外，基本均處于滿發(fā)狀態(tài)，氣電機(jī)組和儲能既承擔(dān)發(fā)電任務(wù)又承擔(dān)系統(tǒng)備用容量。

　　儲能價(jià)格下降越多，產(chǎn)生的全社會經(jīng)濟(jì)性越好。

　　增加儲能裝置減少了系統(tǒng)內(nèi)調(diào)峰電源裝機(jī)規(guī)模，提高了系統(tǒng)內(nèi)機(jī)組的利用小時(shí)數(shù)，綜合考慮電源建設(shè)投資、運(yùn)營年限、燃料費(fèi)和運(yùn)行費(fèi)等因素后，計(jì)算電源側(cè)年費(fèi)用。具體參數(shù)選取如下：

　　1)燃?xì)怆姀S單位造價(jià)取3000元/千瓦，經(jīng)營期25年，年固定運(yùn)行費(fèi)率取項(xiàng)目建設(shè)投資的3%，機(jī)組平均氣耗取0.2立方米/千瓦時(shí)，天然氣氣價(jià)取2.5元/立方米;燃煤火電標(biāo)煤單價(jià)取600元/噸。2)核電廠單位造價(jià)取15500元/千瓦，經(jīng)營期30年，年固定運(yùn)行費(fèi)率取項(xiàng)目建設(shè)投資的4%，核燃料單價(jià)取0.06元/千瓦時(shí)。3)光伏電站單位造價(jià)取5000元/千瓦，經(jīng)營期取25年，年運(yùn)行費(fèi)取項(xiàng)目建設(shè)投資的2.4%。4)儲能電站單位造價(jià)取1000-3000元/千瓦時(shí)，經(jīng)營期取10年，年運(yùn)行費(fèi)取項(xiàng)目建設(shè)投資的5%，發(fā)電效率取90%。

　　根據(jù)計(jì)算結(jié)果，當(dāng)儲能綜合造價(jià)降至2500元/千瓦時(shí)及以下時(shí)，以儲能替代氣電裝機(jī)的方式可降低電源側(cè)的總年費(fèi)用。當(dāng)儲能綜合造價(jià)在3000元/千瓦時(shí)及以上時(shí)，以儲能替代氣電裝機(jī)的方式在電源側(cè)的經(jīng)濟(jì)性較差。

　　當(dāng)通過增加儲能裝置使系統(tǒng)日最小負(fù)荷率趨近于1時(shí)，常規(guī)電源機(jī)組都已得到充分利用，此時(shí)再新增儲能裝置已無法替代氣電機(jī)組，此時(shí)繼續(xù)增加儲能裝置的經(jīng)濟(jì)性將變差。

　　建設(shè)分布式儲能裝置后，可降低系統(tǒng)最高負(fù)荷，減少高壓電網(wǎng)輸電變工程的建設(shè)，減少電網(wǎng)側(cè)投資。新增190萬kW/380萬kWh儲能裝置，相比基準(zhǔn)電源方案可減少電網(wǎng)投資22.5億元，年費(fèi)用減少2.7億元;儲能裝置容量增加至570萬kW/1140萬kWh時(shí)，相比基準(zhǔn)電源方案可減少電網(wǎng)投資68.6億元，年費(fèi)用減少8.1億元。

　　綜合電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)投資后，分析全社會的經(jīng)濟(jì)性。

　　若儲能綜合造價(jià)為3000元/千瓦時(shí)，新增儲能裝置容量達(dá)到380萬kW/760萬kWh，全社會總年費(fèi)用可降低7.7億元，平均每度電價(jià)格可降低0.007元/千瓦時(shí);若儲能綜合造價(jià)降至2500元/千瓦時(shí)，全社會總年費(fèi)用可降低15.2億元，平均每度電價(jià)格可降低0.014元/千瓦時(shí)。儲能價(jià)格下降越多，全社會經(jīng)濟(jì)性越好，社會所有參與者均可從中獲益，關(guān)鍵在于紅利如何分配。

　　建議通過電價(jià)機(jī)制放大儲能作用

　　在現(xiàn)有的電力體制下，儲能除了通過調(diào)頻輔助服務(wù)獲利、用戶側(cè)儲能通過峰谷電價(jià)差獲利等商業(yè)模式較為清晰外，其他應(yīng)用場景的儲能投資回收機(jī)制和商業(yè)模式還不完善。但是我國的電力體制改革仍在穩(wěn)步推進(jìn)，各項(xiàng)制度也在不斷創(chuàng)新和完善中，對于未來的電價(jià)策略，我們建議：

　　首先，通過前面的分析可以看出，大規(guī)模儲能可以減少輸配電網(wǎng)投資，與輸配電服務(wù)有較大的關(guān)聯(lián)性，如果將儲能設(shè)施建設(shè)投資納入輸配電成本，對于電網(wǎng)降低建設(shè)成本也能起到正向激勵作用。但《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》明確電網(wǎng)側(cè)儲能投資不能計(jì)入電網(wǎng)輸配電定價(jià)成本，這項(xiàng)規(guī)定的出發(fā)點(diǎn)是考慮到電網(wǎng)公司是提供輸配電服務(wù)的供應(yīng)商，而儲能既可以作為負(fù)荷又可以作為電源，還可以提供輔助服務(wù)，因此儲能的投資與輸配電服務(wù)的相關(guān)性較難界定，需要進(jìn)一步研究。

　　其次，大規(guī)模儲能可以改善系統(tǒng)負(fù)荷曲線，降低系統(tǒng)峰谷差，減少尖峰負(fù)荷值，因此可以減少大型調(diào)峰機(jī)組的建設(shè)，同時(shí)提高已有主力電源裝機(jī)的利用小時(shí)數(shù)，提高已有主力電源的經(jīng)濟(jì)效益，降低發(fā)電成本和上網(wǎng)電價(jià)。因此可以通過計(jì)劃或市場方式將上網(wǎng)電價(jià)下降總量的一部分用于激勵儲能設(shè)施的建設(shè)，其余部分可用于降低用戶側(cè)終端銷售電價(jià)，實(shí)現(xiàn)全社會(包括電源、電網(wǎng)、儲能、用戶)的多方互動共贏。

　　再次，制定電源、電網(wǎng)、用戶聯(lián)動的分時(shí)電價(jià)機(jī)制，健全價(jià)格激勵和約束手段，使節(jié)約能源資源與保護(hù)生態(tài)環(huán)境成為單位、家庭、個人的自覺行動，促使電力系統(tǒng)的各參與者自發(fā)建設(shè)儲能裝置、主動參與系統(tǒng)調(diào)峰，促進(jìn)儲能行業(yè)的健康發(fā)展。

　　最后，當(dāng)前新能源電站建設(shè)儲能裝置的積極性不高，這是因?yàn)閲覐闹С中履茉窗l(fā)展的角度，要求電網(wǎng)全額收購其發(fā)電量，并且由電網(wǎng)承擔(dān)新能源發(fā)電波動的平衡義務(wù)。這對市場的其他參與者不公平，因此可加強(qiáng)對新能源電站發(fā)電的偏差考核，以價(jià)格手段促使新能源電站建設(shè)儲能裝置以化解風(fēng)險(xiǎn)，提高新能源發(fā)電的滲透率。

　　建設(shè)分布式儲能可以提高風(fēng)、光、核等非化石能源的可調(diào)度能力，從而提升新能源的消納能力，有助于加快能源轉(zhuǎn)型戰(zhàn)略的實(shí)施。同時(shí)隨著儲能造價(jià)的不斷降低，以大規(guī)模儲能替代氣電等調(diào)峰機(jī)組并減少電網(wǎng)輸配電工程建設(shè)對全社會的經(jīng)濟(jì)性越來越明顯，建議主管部門從宏觀角度考慮儲能的投資回收方式，兼顧全社會紅利的合理分配，形成良好的市場運(yùn)營機(jī)制，明晰各方的權(quán)利、責(zé)任和義務(wù)，促進(jìn)儲能的健康有序發(fā)展，促進(jìn)全社會的互動共贏。