储能技术应用在湖南电网中的可行性分析

● 国网湖南综合能源服务有限公司 黄博文 周雨桦 易浩波 单周平

随着电化学储能技术的发展，规模化电池储能技术开始在电力系统中广泛应用，典型应用场景包括间歇性电源出力波动平抑、削峰填谷与系统调峰、电网调频、暂态电压调整与动态无功支撑、辅助暂态稳定紧急控制、紧急电源保障和黑启动等方面。

1 背景分析

近年来，湖南电网峰谷差呈现快速增大趋势，2017年电网最大峰谷差约50%，在国网各省级电网公司中排名前3，凸显出湖南电网系统当前整体调峰能力严重不足，存在无调节能力水电占比高问题，面临风电、光伏间歇性新能源增长迅猛，低谷弃电难以消纳难题。祁韶特高压直流入湘后，湖南电网亟需解决电网特性突变所带来的安全运行隐患及问题。湖南电网快速增长的负荷需求受限于电网建设进度，致使高峰负荷期间长沙等地区电网出现供电能力严重不足，“不缺电量缺电力”等问题。

储能系统(EES)具有快速响应及对功率进行双向调节的能力，可以实现电能的时空平移。近年来规模化的储能技术，如电网侧电池储能示范工程在电力系统中逐渐推广应用，可实现电网局部调峰调频，解决分布式电源给电网带来的波动性等问题。因此紧密结合湖南电网的特点，积极探索规模化电池储能在湖南电网的应用模式和建设示范工程，具有重要的理论研究意义和迫切的现实工程价值。但由于EES造价昂贵，如何对其进行合理的选址定容从而获得较好的电网柔性调节和较高的经济效益成为现阶段的研究重点。

本文将从电网电池储能选型、湖南电网储能建设环境和储能发展建议与政策需求三方面，对储能技术在湖南电网中的应用进行可行性分析。

2 电网电池储能选型分析

电池本体是储能电站的核心部件，也是主要的成本构成，目前用于规模化储能的电池主要是以铅炭、锂离子电池以及全钒液流电池为主。铅炭电池成本较低，度电成本约0.44～0.71元/千瓦时，但电池存在倍率性能低、循环寿命短、响应速度慢等问题；全钒液流电池具有较高的倍率特性、循环次数高，但存在功率及能量密度低、电池效率低以及占地面积大、初始投资成本高等问题；锂离子电池具有较高的能量、功率密度及循环、倍率性能，磷酸铁锂锂离子电池由于存在稳定的P-O键，凸显出良好的安全特性而适应电网大规模储能，目前度电成本约为0.69～1.11元/千瓦时。

对于电网侧储能电站而言，选择储能电池侧重于考虑安全性、响应速度、循环寿命、利用效率、集成可行性以及初始投资等因素。磷酸铁锂锂离子电池性能优越，是目前国内电池储能电站主流技术路线，且实施方案相对成熟；全钒液流电池循环寿命长，具备一定潜力。在湖南电池电网侧储能示范工程中，可结合场地条件、负荷特性、应用场景等因素，选用磷酸铁锂电池与全钒液流电池的混合应用方案。

对于用户侧电池储能来说，储能电站主要通过峰谷电价差实现获利，因此选择储能电池侧重于考虑成本因素，铅碳电池投资成本相对较低，在峰谷电价差具备条件情况下投资回收期较短，目前实施方案较成熟，江苏电网用户侧有大量铅碳电池应用案例。

对于电源侧电池储能来说，储能电站可改善可再生能源发电的输出特性，向常规电源特性靠近。目前发电侧储能电站主要以磷酸铁锂锂离子为主，或搭配小容量全钒液流电池。

3 湖南电网储能建设环境分析

3.1 湖南电网现状分析

2010～2016年，湖南电网平均峰谷差保持10%左右的年均增速，而同期统调电量的平均增速不到5%。2017年，峰谷差呈现进一步扩大的趋势，调峰困难。目前湖南夏季电力缺口较大，用电紧张、限电现象明显，出现“缺电力不缺电量”现象。长株潭负荷中心电网不仅存在220千伏网络通道重载和过载问题，而且在高峰负荷时段，部分配网设备也出现重载和过载问题；预计2018年湖南冬季高峰负荷时段亦将存在电力缺口，同时部分断面输送功率越限。

新能源消纳方面，截至2018年6月，湖南风电装机规模为278.5万千瓦，预计“十三五”末风电规模将达到600万千瓦、光伏规模将达到300万千瓦。由于湖南省风电大风期与水电丰水期存在重叠，且负荷峰谷差较大，势必造成风电出力具有反调峰特性，光伏发电规模的增加可能造成电网腰荷时段电力盈余，未来弃水、弃风、弃光问题将比较突出。

3.2 储能技术在电网的认知分析

目前，尽管湖南社会、企业客户对储能的了解大多停留在过去的概念，未能充分认识到储能技术近年来的巨大进步，以及对电网运行管理的良好支撑，但湖南省政府与电网公司高度重视湖南电网侧储能示范工程，湖南电网企业主动作为正加大对社会的推介力度，大力推进储能技术在湖南电网的推广应用，并引导社会资源参与湖南电网建设，为湖南发展保驾护航。此外，国网湖南省电力有限公司正积极向省政府沟通汇报，将电池储能技术纳入电力辅助服务市场范畴，在辅助服务补偿政策的基础上，通过调峰、调频等方式获取收益。

3.3 湖南电网储能效益分析

从储能电站投资成本构成分析可知，电网电池储能成本偏高仍是制约储能技术在电网大规模应用的主要因素，目前适合电网侧储能电站建设的磷酸铁锂锂离子电池技术路线，其度电成本约为0.69～1.11元/千瓦时，系统成本约为3500元/千瓦时，10兆瓦/20兆瓦时规模储能电站投资成本约7000万元。

尽管如此，从长远来看，电池成本将会随着技术进步及量产规模化而逐渐降低，加之若储能相关配套电价政策和辅助服务市场机制逐步建立，电网电池储能将逐步呈现较好的投资经济价值；且随着政策支持，电网侧电池储能电站成为电网关键设备，建设成本纳入输配电价成本核定，电网侧电池储能电站亦将会凸显社会经济效益。

以下将从5个方面分析12万千瓦/24万千瓦时规模的电池储能电站示范工程效益。

（1）节约电厂及电网配套投资。储能电站示范工程建成后，可提高湖南电网供电能力12万千瓦，在电量富余电力紧缺的情况下，可替代相同容量的常规燃煤电厂，并可节约相应的电网配套投资。

（2）社会效益。示范工程投运将有助于推动省内能源变革转型发展，储能电站的快速响应和灵活性能够弥补可再生能源的随机性和间隙性，大幅提升湖南电网对可再生能源的接纳能力，可减少二氧化碳排放1.6万吨、二氧化硫排放480吨，提高能源系统整体利用效率，加快能源生产、绿色转型，推动省内主体能源由化石能源向可再生能源更替。

（3）示范效益。示范工程将为湖南电网引入首套大规模毫秒级响应的源网荷储系统，有助于推动湖南省电池储能技术标准建立与应用体系完善，推进储能领域技术研究及成果培育，驱动“源网荷储”协调发展。

另外，示范工程将发挥引领带动作用，推动全省电源侧、用户侧协同开展电池储能技术应用。从长远发展趋势来看，有助于在全省范围形成“电网侧作为示范引导、用户侧作为发展主体、电源侧协同推进”的发展局面，真正发挥大规模储能协同聚合效应，促进湖南能源利用效率提升。

（4）电网安全效益。当重要输电断面发生严重故障时，配置电池储能可避免相关设备发生重过载而导致设备损坏或为避免设备重过载而出现的拉停负荷的情况，可有效提升调度部门对重要输电断面的控制功率极限，提升电网的安全稳定水平。

受区间输电能力或交流系统整体的事故备用不足限制，祁韶直流对湖南电网送电能力一直受到制约。电池储能电站具备快速响应能力，事故时可迅速提供有功、无功支撑，初步测算，当电池储能规模达到百万千瓦规模，从暂态稳定角度来看，可提升祁韶直流超过百万千瓦送电能力，从热稳角度来看，可提升储能电站群同等容量送电能力。

（5）其他投资收益方式。在经济效益、社会效益、示范效益和安全效益的基础上，还可以在电力需求侧响应、电价或电力辅助服务等方面寻求政策支持，进一步提升示范工程投资效益。

4 湖南电网储能技术发展建议与政策需求

目前湖南电网储能发展缺乏政策配套，应该重点提及到的是到目前为止，中国还没有达到类似美国、日本将储能当作一个独立产业加以看待并出台专门扶持政策的程度，尤其在缺乏为储能付费机制的前提下，储能产业的商业化模式尚未成形，储能电站盈利性不明显，融资也比较难。商业模式是储能产业发展的一大痛点。

另外，我国电力市场开放程度还不够高，储能的价值收益无法体现，储能的买单机制尚未形成，严重阻碍了储能产业在电网建设与发展中的应用。目前电池储能技术正逐步融入电力体系，很多储能项目是依靠峰谷电价差来赚钱，投资回报周期长，风险较大。为快速启动并推进湖南电网储能项目的发展，解决湖南电网用电紧张问题，建议争取以下几方面政策支持电网电池储能发展。

4.1 参与电力需求响应收益

储能电站通过参与电力需求响应而获得相应补贴。假设每天在高峰时段参与电力需求响应1次，以缓解电网负荷压力，那么以电池储能电站规模为12万千瓦为例，如果电力需求响应10元/千瓦·次，按迎峰度夏、迎峰度冬期间各执行20天，每天执行1次电力需求响应计算，每年可获得电力需求响应收益：12万千瓦×40天×1次×10元/千瓦·次＝4800万元。

4.2 基于电价政策收益

目前国家尚未出台储能电站充放电量的电价标准，假设电价政策能够落地实施，电池储能电站充放电量价格参照相应电压等级的大工业用户电度电价执行，那么峰谷电价差如果按照0.65元/千瓦时计算，放电深度为85%，电池平均循环寿命为4000次，12万千瓦/24万千瓦时规模储能电站充放电价差收益则为0.65×240000×0.85×4000＝5.3 亿元。

4.3 参与电力辅助服务市场收益

2016年6月国家能源局发布的 《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》(以下简称《通知》)提到：“储能作为独立主体，充电功率应在10兆瓦及以上、持续充电时间应在4小时及以上，即可参与辅助服务市场交易。”此政策在电力辅助服务市场中首次确认多类型、多主体储能电站的参与身份以及“按效果付费”的价格机制，并且提出电储能设施充放电价格机制以及参与门槛，既对储能系统提出要求和约束，也为其实现经济运行创造条件。目前，东北、福建、甘肃、新疆、山西、南方区域等省和地区都出台辅助服务市场相关文件，鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施参与调峰调频辅助服务，有些省和地区还规定付费方法。2018年1月《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》发布，指出“为根据电力调度指令进入充电状态的储能电站，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行0.5元/千瓦时的补偿”。

5 湖南电网电池储能发展建议

（1）建议充分发挥电网侧电池储能电站示范引导作用，同时加强政策建议研究和技术宣传，以电网为枢纽，带动全省用户侧及电源侧电池储能协同发展。

（2）建议围绕电池储能应用关键问题开展深入系统研究，从储能容量优化配置、储能并网互动方式、规模化集群控制、储能运营服务及商业模式等方面开展课题攻关，为省内电池储能业务发展扫清技术障碍。

（3）建议加强与政府沟通，在电池储能投资成本纳入输配电价、储能参与需求侧响应以及电力辅助服务市场机制等方面争取政策支持，为储能电站投资提供明确的收益渠道，降低投资风险。

（4）建议加强政企研合作，结合湖南省制造强省行动方案，充分调动省内各方优势资源，促进电池储能应用技术进步，推动电池储能产业全面发展。

（5）建议加强电池储能接入管理，尽早制定用户侧、发电侧储能系统并网或接入管理规定，尽快建立电网储能运行监控及调度管理平台，保障电池储能有序接入、科学发展。

6 结束语

本文从电网电池储能选型、湖南电网储能建设环境和储能发展建议与政策需求三方面对储能技术在湖南电网中的应用进行了相关介绍与分析。

（1）电池选型方面。鉴于安全因素，电网侧电池储能适宜采用磷酸铁锂电池；鉴于成本和经济效益，用户侧电池储能宜使用铅炭电池；电源侧电池储能建议采用磷酸铁锂电池。

（2）储能效益方面。目前湖南电网电池储能投资效益主要体现在节约电厂或电网配套投资、社会效益以及示范效益等方面，暂无实质性商业经济效益。■

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