“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)模應用還面臨著技術待突破、商業(yè)機制待完善等難題。建議借力電力體制改革，通過電價機制完善儲能投資回收機制和商業(yè)模式。
根據(jù)我國能源轉型工作的相關要求，電力系統(tǒng)中風、光、核等非化石能源占比將持續(xù)提高。由于核電出力調節(jié)困難，風、光等可再生能源具有間歇性特點，使得電力系統(tǒng)在調峰、調頻等方面所面臨的挑戰(zhàn)將越來越嚴峻，需要大量創(chuàng)新性技術支撐，廉價、環(huán)保、安全的儲能技術就是一個可行的選擇。
儲能技術包括物理儲能、電化學儲能、電磁儲能、相變儲能等多種類型，目前建設規(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，其他類型儲能技術得到了快速發(fā)展，特別是電化學儲能技術，以其響應速度快、建設周期短、能量轉換效率高等優(yōu)勢逐步開始應用于調峰調頻領域。近期，新型超級電容儲能技術取得了突破性進展。但是儲能的大規(guī)模應用還面臨一些問題，本文主要從電化學儲能在電力系統(tǒng)中應用的經濟性角度進行探討。
儲能大規(guī)模應用仍存諸多難題
儲能技術在電力系統(tǒng)中的應用場景主要包括發(fā)電側、電網側和用戶側。
在發(fā)電側，儲能設施可以平抑出力波動，改善電能質量;調節(jié)電站出力，減少新能源電廠的棄風棄光;參與系統(tǒng)輔助調頻等。在電網側，儲能設施可以減少系統(tǒng)峰谷差，改善負荷曲線，減少部分峰荷機組和輸變電工程的建設;參與系統(tǒng)調頻;作為黑啟動電源和重要負荷的保安電源等。在用戶側，儲能設施可以利用峰谷電價差降低電度電費;減少供電負荷峰值，降低容量電費;為自身敏感設備提供備用電源等。
但儲能技術的大規(guī)模應用還面臨多個問題。一方面，電化學儲能技術本身還存在成本、安全和環(huán)保問題，需要不斷突破和完善。另一方面，儲能設施的投資回收機制還不明朗，商業(yè)模式尚不完善。
目前，一些省區(qū)的調峰調頻輔助服務市場已逐步開啟，儲能項目通過參與系統(tǒng)調頻服務獲利的可能性增大，但是調峰輔助服務的相關政策更多是從發(fā)電廠個體出發(fā)，缺乏對電力系統(tǒng)整體經濟性的考慮，同時《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》明確了儲能投資不得計入電網輸配電定價成本，電網側儲能的發(fā)展也受到制約，因此儲能的發(fā)展還需要相應政策的進一步支持和電價機制引導。
分布式儲能可提升電力系統(tǒng)經濟性
從全社會的角度出發(fā)，建設大規(guī)模接至10kV及以下電壓等級的分布式儲能裝置，可實現(xiàn)削峰填谷，降低系統(tǒng)最高負荷和峰谷差。既能減少電力系統(tǒng)主力調峰電廠的建設，又能減少220kV及110kV變電容量及輸電線路的建設，降低系統(tǒng)總投資。當減少的電源及電網側投資大于增加的儲能投資時，整體經濟性較好。
以海南遠景全社會2000萬kW負荷水平(電量1120億kWh)為例進行測算，以原規(guī)劃的氣電、核電為主的裝機方案作為基準電源方案(含現(xiàn)有抽水蓄能裝機60萬kW)，系統(tǒng)總裝機規(guī)模約2710萬kW。
適當增加儲能裝置可優(yōu)化負荷曲線。
遠景原始負荷曲線中夏季日最小負荷率為0.62，冬季日最小負荷率為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組，在滿足電量總需求的前提下，通過用電負荷的削峰填谷，優(yōu)化負荷曲線。假定新增分布式儲能裝置的放電時間均為2小時，放電深度100%。
對以下三種場景分別進行電力電量平衡計算，結果如下：1)當增加儲能裝置190萬kW/380萬kWh，替代190萬kW氣電機組時，通過新增的儲能裝置與原有抽蓄機組共同作用(下同)，可使夏季日最小負荷率上升至約0.8，冬季日最小負荷率上升至約0.63，火電機組利用小時數(shù)得到提升。2)當增加儲能裝置380萬kW/760萬kWh，替代380萬kW氣電機組時，可使夏季日最小負荷率上升至約0.9，冬季日最小負荷率上升至約0.75。此時火電機組利用小時數(shù)大幅提升，煤電達到6500多小時，氣電達到4000多小時。3)當增加儲能裝置570萬kW/1140萬kWh，替代570萬kW氣電機組時，可使夏季和冬季的日最小負荷率均上升至約0.9，見圖1。此時核電機組和煤電機組除停機檢修時間外，基本均處于滿發(fā)狀態(tài)，氣電機組和儲能既承擔發(fā)電任務又承擔系統(tǒng)備用容量。
儲能價格下降越多，產生的全社會經濟性越好。
增加儲能裝置減少了系統(tǒng)內調峰電源裝機規(guī)模，提高了系統(tǒng)內機組的利用小時數(shù)，綜合考慮電源建設投資、運營年限、燃料費和運行費等因素后，計算電源側年費用。具體參數(shù)選取如下：
1)燃氣電廠單位造價取3000元/千瓦，經營期25年，年固定運行費率取項目建設投資的3%，機組平均氣耗取0.2立方米/千瓦時，天然氣氣價取2.5元/立方米;燃煤火電標煤單價取600元/噸。2)核電廠單位造價取15500元/千瓦，經營期30年，年固定運行費率取項目建設投資的4%，核燃料單價取0.06元/千瓦時。3)光伏電站單位造價取5000元/千瓦，經營期取25年，年運行費取項目建設投資的2.4%。4)儲能電站單位造價取1000-3000元/千瓦時，經營期取10年，年運行費取項目建設投資的5%，發(fā)電效率取90%。
根據(jù)計算結果，當儲能綜合造價降至2500元/千瓦時及以下時，以儲能替代氣電裝機的方式可降低電源側的總年費用。當儲能綜合造價在3000元/千瓦時及以上時，以儲能替代氣電裝機的方式在電源側的經濟性較差。
當通過增加儲能裝置使系統(tǒng)日最小負荷率趨近于1時，常規(guī)電源機組都已得到充分利用，此時再新增儲能裝置已無法替代氣電機組，此時繼續(xù)增加儲能裝置的經濟性將變差。
建設分布式儲能裝置后，可降低系統(tǒng)最高負荷，減少高壓電網輸電變工程的建設，減少電網側投資。新增190萬kW/380萬kWh儲能裝置，相比基準電源方案可減少電網投資22.5億元，年費用減少2.7億元;儲能裝置容量增加至570萬kW/1140萬kWh時，相比基準電源方案可減少電網投資68.6億元，年費用減少8.1億元。
綜合電源側和電網側投資后，分析全社會的經濟性。
若儲能綜合造價為3000元/千瓦時，新增儲能裝置容量達到380萬kW/760萬kWh，全社會總年費用可降低7.7億元，平均每度電價格可降低0.007元/千瓦時;若儲能綜合造價降至2500元/千瓦時，全社會總年費用可降低15.2億元，平均每度電價格可降低0.014元/千瓦時。儲能價格下降越多，全社會經濟性越好，社會所有參與者均可從中獲益，關鍵在于紅利如何分配。
建議通過電價機制放大儲能作用
在現(xiàn)有的電力體制下，儲能除了通過調頻輔助服務獲利、用戶側儲能通過峰谷電價差獲利等商業(yè)模式較為清晰外，其他應用場景的儲能投資回收機制和商業(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，各項制度也在不斷創(chuàng)新和完善中，對于未來的電價策略，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投資，與輸配電服務有較大的關聯(lián)性，如果將儲能設施建設投資納入輸配電成本，對于電網降低建設成本也能起到正向激勵作用。但《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》明確電網側儲能投資不能計入電網輸配電定價成本，這項規(guī)定的出發(fā)點是考慮到電網公司是提供輸配電服務的供應商，而儲能既可以作為負荷又可以作為電源，還可以提供輔助服務，因此儲能的投資與輸配電服務的相關性較難界定，需要進一步研究。
其次，大規(guī)模儲能可以改善系統(tǒng)負荷曲線，降低系統(tǒng)峰谷差，減少尖峰負荷值，因此可以減少大型調峰機組的建設，同時提高已有主力電源裝機的利用小時數(shù)，提高已有主力電源的經濟效益，降低發(fā)電成本和上網電價。因此可以通過計劃或市場方式將上網電價下降總量的一部分用于激勵儲能設施的建設，其余部分可用于降低用戶側終端銷售電價，實現(xiàn)全社會(包括電源、電網、儲能、用戶)的多方互動共贏。
再次，制定電源、電網、用戶聯(lián)動的分時電價機制，健全價格激勵和約束手段，使節(jié)約能源資源與保護生態(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)建設儲能裝置、主動參與系統(tǒng)調峰，促進儲能行業(yè)的健康發(fā)展。
最后，當前新能源電站建設儲能裝置的積極性不高，這是因為國家從支持新能源發(fā)展的角度，要求電網全額收購其發(fā)電量，并且由電網承擔新能源發(fā)電波動的平衡義務。這對市場的其他參與者不公平，因此可加強對新能源電站發(fā)電的偏差考核，以價格手段促使新能源電站建設儲能裝置以化解風險，提高新能源發(fā)電的滲透率。
建設分布式儲能可以提高風、光、核等非化石能源的可調度能力，從而提升新能源的消納能力，有助于加快能源轉型戰(zhàn)略的實施。同時隨著儲能造價的不斷降低，以大規(guī)模儲能替代氣電等調峰機組并減少電網輸配電工程建設對全社會的經濟性越來越明顯，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，形成良好的市場運營機制，明晰各方的權利、責任和義務，促進儲能的健康有序發(fā)展，促進全社會的互動共贏。
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