朱志芳，董紅，陳麗萍，徐蕓霞，雷一

(1.廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司廣州供電局，廣東 廣州 510610；2.清華四川能源互聯(lián)網(wǎng)研究院，四川 成都 610200)

儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)中可以發(fā)揮調(diào)峰[1-2]、調(diào)頻[3-4]、緩解電網(wǎng)阻塞[5]、促進(jìn)新能源消納[6]和支撐電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行[7]等多方面作用，投資方可分為電網(wǎng)公司、電源公司、用戶以及第三方投資主體，接入點(diǎn)可分為電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)及用戶側(cè)。有的儲(chǔ)能配置商業(yè)模式較成熟，如火電廠配置儲(chǔ)能參與調(diào)頻輔助服務(wù)(automatic generation control, AGC)獲取調(diào)頻補(bǔ)償收益，用戶側(cè)配置儲(chǔ)能通過峰谷電價(jià)套利和減少供電容量費(fèi)用獲利，這些儲(chǔ)能均有政策支持，成本回收和獲利途徑明確。而有的儲(chǔ)能成本回收困難，以電網(wǎng)公司為投資主體的電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能為例，2019年第二輪《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》明確：抽水蓄能電站、電儲(chǔ)能設(shè)施、電網(wǎng)所屬且已單獨(dú)核定上網(wǎng)電價(jià)的電廠的成本費(fèi)用不得計(jì)入輸配電定價(jià)成本。一方面，電網(wǎng)公司投資的儲(chǔ)能面臨應(yīng)用價(jià)值難以評(píng)估、成本無法收回的問題，但不能因此而忽略電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的應(yīng)用價(jià)值；另一方面，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能若配置得當(dāng)，可降低電網(wǎng)運(yùn)行費(fèi)用、延緩輸配電投資、增加電網(wǎng)供電能力和提升電網(wǎng)安全穩(wěn)定性等。其中：有的可直接量化為電網(wǎng)售電增收；有的可間接通過提升電網(wǎng)安全性、電網(wǎng)消納新能源的能力等來降低電網(wǎng)運(yùn)行成本或售電增收；有的則具有暫時(shí)無法量化的應(yīng)用價(jià)值，發(fā)揮綜合社會(huì)效益。

近年來，國(guó)內(nèi)外機(jī)構(gòu)和學(xué)者對(duì)電力系統(tǒng)中儲(chǔ)能的效益進(jìn)行研究并取得成果[8-18]。文獻(xiàn)[8]從競(jìng)爭(zhēng)性應(yīng)用和管制性應(yīng)用2個(gè)角度對(duì)電網(wǎng)側(cè)的電化學(xué)儲(chǔ)能成本回收機(jī)制進(jìn)行了研究；文獻(xiàn)[9]結(jié)合儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀和政策環(huán)境，對(duì)儲(chǔ)能電站在現(xiàn)有政策和未來政策下的商業(yè)模式進(jìn)行了探討；文獻(xiàn)[10]結(jié)合電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能政策環(huán)境和中國(guó)電力體制改革情況，提出考慮投資主體、成本、電價(jià)等因素下的電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能潛在的典型商業(yè)模式及相關(guān)政策建議；文獻(xiàn)[11-13]不同側(cè)重地對(duì)電力系統(tǒng)中不同接入點(diǎn)的儲(chǔ)能作了經(jīng)濟(jì)性分析；文獻(xiàn)[14-15]定性評(píng)價(jià)了電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的價(jià)值和商業(yè)模式。

綜上，目前的研究主要是側(cè)重于已經(jīng)明確了盈利模式的發(fā)電商、用戶及第三方作為投資主體的儲(chǔ)能，而對(duì)于電網(wǎng)投資的電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能，受制于輸配電價(jià)疏導(dǎo)機(jī)制的限制，研究大多側(cè)重于商業(yè)模式及定性的應(yīng)用價(jià)值研究，缺乏從電網(wǎng)公司角度出發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益的量化分析。此外，評(píng)價(jià)電網(wǎng)投資的儲(chǔ)能綜合效益，不僅要從其投資主體的獲利途徑來看，也要分析對(duì)其他主體和全社會(huì)的效益。但在我國(guó)儲(chǔ)能政策初期及當(dāng)前市場(chǎng)環(huán)境下，電源側(cè)主動(dòng)配置儲(chǔ)能積極性不高，因此，為緩解不斷增加的新能源對(duì)系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行的影響，電網(wǎng)需在該階段積極承擔(dān)儲(chǔ)能建設(shè)的責(zé)任。針對(duì)以上問題，本文從電網(wǎng)投資的電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能角度出發(fā)，首先從電網(wǎng)投資主體角度分析各典型應(yīng)用場(chǎng)景下儲(chǔ)能對(duì)電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)運(yùn)行的可量化經(jīng)濟(jì)效益，其次分析對(duì)其他主體和全社會(huì)的效益影響，并以實(shí)際案例進(jìn)行驗(yàn)證，為實(shí)際電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能規(guī)劃投資評(píng)價(jià)提供一定參考。

1 電網(wǎng)基本經(jīng)濟(jì)收益模型

電網(wǎng)公司供電屬于非競(jìng)爭(zhēng)性業(yè)務(wù)，國(guó)家采用輸配電價(jià)核定的方式給電網(wǎng)公司確立大致的利潤(rùn)空間；在電網(wǎng)實(shí)際運(yùn)行中，若電網(wǎng)公司主動(dòng)作為，可以發(fā)揮更好的效益。

供電企業(yè)的利潤(rùn)

(1)

式中：psi為第i個(gè)行業(yè)的銷售電價(jià)；Qsi為第i個(gè)行業(yè)的銷售電量；pbj為第j個(gè)機(jī)組的上網(wǎng)電價(jià)；Qbj為第j個(gè)機(jī)組的上網(wǎng)電量；Cf為供電企業(yè)投資成本及運(yùn)行成本等；I為售電行業(yè)總數(shù)；J為電網(wǎng)中發(fā)電機(jī)組總數(shù)。

根據(jù)式(2)可以得到總售電量Qs和總購電量Qb：

(2)

考慮電網(wǎng)損耗率η，兩者之間存在如下關(guān)系：

Qs=Qb(1-η).

(3)

綜合式(2)、(3)，式(1)可計(jì)算如下：

V=Qb·[ps·(1-η)-pb]-Cf,

(4)

或

(5)

式(4)、(5)中：ps為平均售電電價(jià)；pb為平均購電電價(jià)。

從式(4)、(5)可知，電網(wǎng)中的儲(chǔ)能可以通過改變銷售電量Qs、平均購電電價(jià)pb、網(wǎng)損η和電網(wǎng)投資成本Cf等來直接或間接地影響電網(wǎng)收益。

2 電網(wǎng)投資的儲(chǔ)能可量化經(jīng)濟(jì)效益影響分析

以電網(wǎng)公司為主體的投資角度來看，其投資建設(shè)的儲(chǔ)能對(duì)電網(wǎng)公司自身、發(fā)電商、用戶及全社會(huì)的效益總結(jié)見表1。

表1 電網(wǎng)投資的儲(chǔ)能對(duì)不同主體的產(chǎn)生的效益分析

由表1可知，雖然電網(wǎng)公司投資的電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能不得計(jì)入輸配電定價(jià)成本，但是如果其配置和使用得當(dāng)，可以通過降低電網(wǎng)運(yùn)行費(fèi)用、延緩輸配電投資、增加電網(wǎng)供電能力等方面，直接或間接地產(chǎn)生相關(guān)效益，提升電網(wǎng)利潤(rùn)水平。同時(shí)還能提升新能源消納和電網(wǎng)供電可靠性，下面就上述多個(gè)方面進(jìn)行效益分析。

2.1 對(duì)電網(wǎng)傳統(tǒng)業(yè)務(wù)效益分析

2.1.1 緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞

電網(wǎng)阻塞是指由于電網(wǎng)本身容量的限制，無法滿足供電計(jì)劃，系統(tǒng)在正常運(yùn)行和事故狀態(tài)下，線路或主變壓器存在有功越限的情況。若通過增加或改造現(xiàn)有輸配電設(shè)施來解決網(wǎng)絡(luò)阻塞，則存在建設(shè)周期較長(zhǎng)或代價(jià)過大的問題。此時(shí)，可通過在電網(wǎng)關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)配置靈活性高、建設(shè)周期短的儲(chǔ)能來緩解系統(tǒng)阻塞，在該場(chǎng)景下，儲(chǔ)能為電網(wǎng)帶來的經(jīng)濟(jì)影響可從減少網(wǎng)絡(luò)阻塞成本和延緩電網(wǎng)投資收益兩方面進(jìn)行分析。

a)減少系統(tǒng)阻塞成本Cblock。電網(wǎng)通過加裝儲(chǔ)能減少的系統(tǒng)阻塞成本

(6)

(7)

式(6)、(7)中：ΔPL,t為t時(shí)刻系統(tǒng)的功率變化量；PL,t為考慮儲(chǔ)能充放電功率后的斷面有功功率；Pload,t、PG,t、Psto,t、Ploss,t分別為t時(shí)刻斷面內(nèi)負(fù)荷需求、電源出力、儲(chǔ)能充放電功率、網(wǎng)損；Plim為線路潮流極限值；Lt為t時(shí)刻單位停電損失費(fèi)用；α為預(yù)控負(fù)荷比例(即調(diào)度運(yùn)行允許線路或者主變控制的最高負(fù)載率，α≤1)；T為統(tǒng)計(jì)周期。

b)延緩電網(wǎng)投資收益Vdef。電網(wǎng)通過配置儲(chǔ)能來延緩輸配電設(shè)施建設(shè)投資獲得的財(cái)務(wù)收益：

(8)

(9)

式中：Pinf為儲(chǔ)能延緩電網(wǎng)擴(kuò)建的容量；einf為單位擴(kuò)建容量的費(fèi)用；p為年利率；ΔN為配置儲(chǔ)能延緩電網(wǎng)升級(jí)的年數(shù)；τ為峰值負(fù)荷的年度增長(zhǎng)率；λ為儲(chǔ)能系統(tǒng)的削峰率。

綜上，在儲(chǔ)能緩解電網(wǎng)阻塞場(chǎng)景下，考慮儲(chǔ)能為系統(tǒng)減少的網(wǎng)絡(luò)阻塞成本Cblock、延緩?fù)顿Y收益Vdef及儲(chǔ)能成本Csto后，電網(wǎng)的總收益

(10)

式中Csto為儲(chǔ)能系統(tǒng)的總投資成本和運(yùn)行成本。

2.1.2 參與電網(wǎng)調(diào)峰

雖然電網(wǎng)投資的儲(chǔ)能不能直接納入輸配電成本，但可通過電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度，參與電網(wǎng)調(diào)峰平衡，發(fā)揮間接性等效收益，主要包括兩方面：

a)可以頂替部分高成本(比如氣電、煤電深度調(diào)峰等)的調(diào)峰電源調(diào)用，降低電網(wǎng)的平均購電成本；

b)在電網(wǎng)高峰，調(diào)峰容量缺額較大，通過放電支撐系統(tǒng)高峰負(fù)荷需求，減少負(fù)荷側(cè)限電，帶來增供電量收益。

在此場(chǎng)景下的電網(wǎng)收益

(11)

式中：p′b為電網(wǎng)配置儲(chǔ)能參與調(diào)峰后的平均購電價(jià)；ΔQs為儲(chǔ)能通過放電支撐系統(tǒng)高峰負(fù)荷需求，減少負(fù)荷側(cè)限電帶來的增供電量。

2.1.3 降低網(wǎng)損

儲(chǔ)能通過“低充高放”，負(fù)荷低谷時(shí)充電增加系統(tǒng)網(wǎng)損，負(fù)荷高峰時(shí)放電減少系統(tǒng)網(wǎng)損，但總體上儲(chǔ)能造成的網(wǎng)損減少量大于網(wǎng)損增加量[19]。因此，整體上電網(wǎng)網(wǎng)損降低，電網(wǎng)售電量增加，收益增加，此場(chǎng)景下的收益

(12)

(13)

式中ΔQloss和η′分別為電網(wǎng)安裝儲(chǔ)能后系統(tǒng)減少的網(wǎng)損電量和網(wǎng)損率。

2.2 促進(jìn)新能源消納效益分析

我國(guó)未來將構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。由于新能源出力的隨機(jī)性和間歇性，加上部分常規(guī)電源被替代，進(jìn)一步減少了靈活電源，系統(tǒng)中備用容量比例明顯不足，在巨大的調(diào)峰壓力下，可能造成不同程度的新能源棄電。若單純靠備用電源保障系統(tǒng)，安全成本昂貴；儲(chǔ)能裝置響應(yīng)速度快，充放電靈活，可及時(shí)響應(yīng)以平抑新能源波動(dòng)性，因此在未來新型電力系統(tǒng)中，電池儲(chǔ)能將成為主要靈活性資源[20]。

目前我國(guó)的儲(chǔ)能項(xiàng)目運(yùn)營(yíng)模式主要有合同能源管理和融資租賃模式[21]。在目前政策和市場(chǎng)環(huán)境下，儲(chǔ)能投資成本較大，新能源場(chǎng)站主動(dòng)配置儲(chǔ)能的積極性有待提高；因此，電網(wǎng)企業(yè)需積極承擔(dān)儲(chǔ)能基礎(chǔ)建設(shè)責(zé)任。比如：電網(wǎng)可承擔(dān)儲(chǔ)能電站的設(shè)計(jì)、建設(shè)其他相關(guān)設(shè)備以及電站運(yùn)維成本；儲(chǔ)能企業(yè)向電網(wǎng)租賃核心設(shè)備并承擔(dān)租賃期內(nèi)核心設(shè)備的運(yùn)維、檢修工作；新能源場(chǎng)站可通過購買服務(wù)向電網(wǎng)支付費(fèi)用。通過采取儲(chǔ)能電站共享租賃模式，可大大降低儲(chǔ)能設(shè)備投資成本，緩解“無人愿意為配置儲(chǔ)能買單”的尷尬局面，促進(jìn)電網(wǎng)新能源消納，支撐電網(wǎng)安全運(yùn)行。同時(shí)，電網(wǎng)也可以收回一定的建設(shè)成本，此模式下有很大的盈利空間。

電網(wǎng)投資的儲(chǔ)能可通過租賃模式收回建設(shè)成本，此場(chǎng)景下的電網(wǎng)收益

(Csto,cons+Csto,rt).

(14)

式中：Vser,rt為電網(wǎng)向新能源場(chǎng)站租售儲(chǔ)能系統(tǒng)使用權(quán)獲得的收益；Csto,cons為電網(wǎng)建設(shè)儲(chǔ)能電站及相關(guān)設(shè)備的投資成本；Csto,rt為電網(wǎng)向儲(chǔ)能企業(yè)租賃關(guān)鍵儲(chǔ)能設(shè)備的租賃成本。

2.3 降低用戶限電和供電可靠性效益分析

系統(tǒng)中某些重要用戶對(duì)供電可靠性的要求較高，系統(tǒng)一旦出現(xiàn)故障導(dǎo)致負(fù)荷失電，將會(huì)造成不同程度的經(jīng)濟(jì)損失甚至事故。若要通過新建電源或大容量的外送電源通道緩解區(qū)域供電壓力，通常會(huì)受限于建設(shè)成本、建設(shè)周期及施工條件。因此，在缺乏電源支撐的負(fù)荷中心配置儲(chǔ)能，不僅建設(shè)周期短、配置靈活，且響應(yīng)速度快，可以在關(guān)鍵時(shí)刻支撐系統(tǒng)電壓穩(wěn)定，或作為重要負(fù)荷的備用電源或不間斷電源，減少停電損失，提高供電可靠性。該場(chǎng)景下，電網(wǎng)可降低用戶側(cè)限電頻率，增加供電量，電網(wǎng)收益隨之增加，具體收益

VS5=(Qb+ΔQb)[ps(1-η)-pb]-Cf.

(15)

式中ΔQb為系統(tǒng)配置儲(chǔ)能后電網(wǎng)避免的停電電量。

由于第3類負(fù)荷用電行為受電價(jià)影響較大，假設(shè)實(shí)時(shí)電價(jià)為λt，用戶臨界低電價(jià)和高電價(jià)分別為λL、λH，則有：λt<λL時(shí)，用戶用電行為不受電價(jià)影響；λt>λH時(shí)，負(fù)荷需求取最低值；λL≤λt≤λH時(shí)，用戶用電行為受電價(jià)和其他因素影響。假設(shè)系統(tǒng)可靠性受到威脅，電網(wǎng)對(duì)第3類負(fù)荷采取限電措施，考慮需求側(cè)響應(yīng)，則在時(shí)間段(t1，t2)，這部分減供電量

(16)

2.4 支撐電網(wǎng)安全效益分析

較傳統(tǒng)電網(wǎng)輸配電設(shè)施，儲(chǔ)能尤其是電化學(xué)儲(chǔ)能的成本優(yōu)勢(shì)是：其建設(shè)規(guī)?？呻S著需求容量的變化分階段投入，靈活的投資過程所產(chǎn)生的成本可看作功率或電量需求的連續(xù)變量[8]，成本回收途徑靈活多樣。

電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能系統(tǒng)可替代傳統(tǒng)電網(wǎng)為維持系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行的相關(guān)投資建設(shè)，如參與頻率穩(wěn)定的一次調(diào)頻輔助設(shè)備、支撐局部電壓穩(wěn)定投資的無功補(bǔ)償設(shè)備、系統(tǒng)備用電源及黑啟動(dòng)電源等工程投資。通過綜合考慮技術(shù)、效用、經(jīng)濟(jì)及環(huán)境等因素，將問題轉(zhuǎn)變?yōu)槎嗄繕?biāo)優(yōu)化建模及求解，并進(jìn)行方案比選，形成可替代方案，減少投資成本。上述場(chǎng)景下的電網(wǎng)收益

(17)

式中ΔCf為電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能替代傳統(tǒng)維持系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行的相關(guān)投資所減少的投資成本。

2.5 社會(huì)效益分析

對(duì)全社會(huì)來說，除可量化的經(jīng)濟(jì)收益外，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能還產(chǎn)生以下的社會(huì)效益：

a)促進(jìn)大規(guī)模新能源消納，減少風(fēng)電、光伏等新能源棄電，為傳統(tǒng)電力系統(tǒng)向新型電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型過程中能源供應(yīng)不穩(wěn)定提供靈活性資源支撐，加快推動(dòng)可再生能源跨越式發(fā)展的“雙碳”目標(biāo)；

b)一定程度上替代了系統(tǒng)所需的傳統(tǒng)化石燃料類的靈活性資源，減少污染物排放，產(chǎn)生環(huán)境效益；

c)減少用戶側(cè)限電次數(shù)、時(shí)長(zhǎng)，支撐大工業(yè)用戶合理降低用電成本，一定程度上增加用電可靠性，利于制造業(yè)和經(jīng)濟(jì)發(fā)展。

3 算例分析

3.1 電網(wǎng)傳統(tǒng)業(yè)務(wù)案例分析

3.1.1 緩解電網(wǎng)阻塞效益

假設(shè)某線路目前運(yùn)行于預(yù)控負(fù)荷比例α=95%下，線路極限功率Plim=15 MW，負(fù)荷年增長(zhǎng)率為2%，按傳統(tǒng)規(guī)劃方法，1年后線路計(jì)劃擴(kuò)充5 MVA的容量。若通過配置儲(chǔ)能來平衡負(fù)荷增長(zhǎng)，考慮到負(fù)荷增長(zhǎng)的不確定性，在確定儲(chǔ)能裝置容量時(shí)，增加25%的容量裕度，得到儲(chǔ)能配置容量為375 kW。系統(tǒng)參數(shù)見表2。

表2 緩解電網(wǎng)阻塞系統(tǒng)參數(shù)

線路潮流在用電負(fù)荷峰值的2 h內(nèi)到達(dá)極限Plim，系統(tǒng)單位停電損失費(fèi)用Lt取高峰電價(jià)1.040 3元/kWh，1年內(nèi)超負(fù)荷日數(shù)為150 d，則根據(jù)式(6)計(jì)算系統(tǒng)通過儲(chǔ)能減少的網(wǎng)絡(luò)阻塞成本Cblock=23.41萬元。根據(jù)式(8)計(jì)算儲(chǔ)能裝置1年的延緩收益Vdef=578.2萬元。

以配置1 MWh鋰電池儲(chǔ)能系統(tǒng)為例，系統(tǒng)技術(shù)、經(jīng)濟(jì)參數(shù)參考文獻(xiàn)[5]。考慮系統(tǒng)時(shí)間成本后，將系統(tǒng)總成本折算至每年，見表3，其中第1年的年度總成本Csto=44.16 萬元。綜合年網(wǎng)絡(luò)阻塞成本Cblock、年延緩?fù)顿Y收益Vdef及儲(chǔ)能年度總成本Csto，可為電網(wǎng)帶來間接性增收552.05萬元。

表3 儲(chǔ)能系統(tǒng)年成本費(fèi)用

3.1.2 參與電網(wǎng)調(diào)峰效益

采用1 MWh鋰電池儲(chǔ)能系統(tǒng)，以廣東省為例，根據(jù)廣東省發(fā)展改革委制定出臺(tái)的《關(guān)于進(jìn)一步完善我省峰谷分時(shí)電價(jià)政策有關(guān)問題的通知》(粵發(fā)改價(jià)格 〔2021〕331號(hào))規(guī)定，全省統(tǒng)一劃分峰谷分時(shí)電價(jià)時(shí)段，高峰時(shí)段為10:00—12:00和14:00—19:00，低谷時(shí)段為00:00—08:00，其余時(shí)段為普通負(fù)荷平段。假設(shè)儲(chǔ)能系統(tǒng)采取“兩充兩放”模式，參與調(diào)峰時(shí)的高充低放的數(shù)據(jù)見表4，得到儲(chǔ)能系統(tǒng)首年充放電量和銷售收入見表5。儲(chǔ)能通過參與系統(tǒng)調(diào)峰，在負(fù)荷高峰時(shí)期放電，間接性增加電網(wǎng)售電量，產(chǎn)生電量增收收益。

表4 儲(chǔ)能系統(tǒng)參與系統(tǒng)調(diào)峰運(yùn)行參數(shù)

表5 儲(chǔ)能系統(tǒng)年充放電量及收入

3.1.3 降低網(wǎng)損效益

以單回10 kV線路為例，末端負(fù)荷最大約為8 MW，最小約為2 MW，分別計(jì)算系統(tǒng)安裝儲(chǔ)能前、后的典型日穩(wěn)態(tài)潮流，對(duì)比2種情形下線路損耗，結(jié)果見表6[22]。由表6可知，安裝1 MWh儲(chǔ)能后，線路網(wǎng)損率減少約1%。

表6 線路損耗仿真計(jì)算結(jié)果

減少的網(wǎng)損相當(dāng)于間接增加了系統(tǒng)售電量，年增供電量約為630.72 MWh，假設(shè)仍采用前文1 MWh的鋰電池儲(chǔ)能系統(tǒng)，第1年的儲(chǔ)能總成本費(fèi)用為44.16萬元，計(jì)算電網(wǎng)的效益，見表7。

表7 電網(wǎng)降損效益

由表7可知，若取平時(shí)電價(jià)0.638元/kWh，系統(tǒng)年增供電量產(chǎn)生的收益無法覆蓋儲(chǔ)能系統(tǒng)年投資成本，但差距不大，結(jié)果較為保守。系統(tǒng)減少的網(wǎng)損是綜合考慮了負(fù)荷峰值減少網(wǎng)損與負(fù)荷谷值增加網(wǎng)損后的差量，因此采用峰時(shí)電價(jià)更接近于增供電量產(chǎn)生的收益，此時(shí)，電網(wǎng)年增供電量收益可覆蓋儲(chǔ)能年投資成本，電網(wǎng)間接性增加了21.11萬元售電收益。

當(dāng)然，儲(chǔ)能降低網(wǎng)損產(chǎn)生的增供電量收益受儲(chǔ)能投資成本和電價(jià)直接影響，具體還需根據(jù)不同儲(chǔ)能類型和各區(qū)域電價(jià)政策分析。

3.2 促進(jìn)新能源消納效益

基于MATLAB建立含火電、風(fēng)電、光伏和鈉硫電池儲(chǔ)能系統(tǒng)的調(diào)度模型。以日內(nèi)風(fēng)光出力最大和火電機(jī)組運(yùn)行成本最小為目標(biāo)，并考慮火電機(jī)組出力和爬坡速率、風(fēng)電機(jī)組輸出功率、鈉硫電池輸出功率、系統(tǒng)功率平衡等約束條件，采用改進(jìn)粒子群算法對(duì)調(diào)度模型進(jìn)行優(yōu)化計(jì)算求解[23]，機(jī)組詳細(xì)參數(shù)見附錄，綜合對(duì)比結(jié)果見表8。由表8可以看出，儲(chǔ)能系統(tǒng)提高了系統(tǒng)的新能源消納能力(棄風(fēng)量減少365.13 MWh，棄光量減少42.06 MWh)，降低了火電機(jī)組運(yùn)行成本，有效提高了含新能源的電網(wǎng)運(yùn)行綜合經(jīng)濟(jì)效益。

表8 儲(chǔ)能對(duì)新能源棄電及火電機(jī)組運(yùn)行成本的影響對(duì)比

對(duì)于實(shí)際電網(wǎng)，文獻(xiàn)[24]以長(zhǎng)沙電池儲(chǔ)能一期示范工程為例進(jìn)行了分析，該項(xiàng)目采用租賃模式，即儲(chǔ)能系統(tǒng)本體由電池廠商投資并負(fù)責(zé)運(yùn)行維護(hù)(2.14億元)，國(guó)網(wǎng)湖南綜合能源服務(wù)有限公司負(fù)責(zé)儲(chǔ)能電站投資建設(shè)(1.17億元)，電網(wǎng)公司承擔(dān)土地使用成本。儲(chǔ)能電站總裝機(jī)容量為60 MW、120 MWh，對(duì)2020年全省年方式進(jìn)行生產(chǎn)運(yùn)行模擬仿真，得到配置儲(chǔ)能前后系統(tǒng)新能源消納情況，見表9。

表9 配置儲(chǔ)能前后系統(tǒng)新能源消納對(duì)比

由表9可知，儲(chǔ)能全年可降低全省新能源棄電量4.8×107kWh，降低火電機(jī)組深度調(diào)峰出力，減少污染物排放。按照每10 MW/20 MWh的儲(chǔ)能容量配置，租賃費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)為260萬元/年，綜合能源公司通過儲(chǔ)能電站可獲得年收益達(dá)1 560萬元。

3.3 降低用戶限電和供電可靠性效益

采用1 MWh鋰電池儲(chǔ)能系統(tǒng)，功率轉(zhuǎn)換器(power convert system, PCS)額定功率為290 kW，PCS放電效率為95%。若配置儲(chǔ)能主要目的是提升系統(tǒng)供電可靠性，則采用功率型儲(chǔ)能，功率響應(yīng)補(bǔ)貼采用國(guó)內(nèi)定價(jià)機(jī)制，補(bǔ)貼價(jià)格取100元/kW，響應(yīng)次數(shù)不超過10次/年，得到儲(chǔ)能系統(tǒng)功率響應(yīng)年收益為23.55萬元。若配置能量型儲(chǔ)能系統(tǒng)參與需求側(cè)響應(yīng)，減少用戶側(cè)限電，間接增加電網(wǎng)供電量，假設(shè)能量型系統(tǒng)每次響應(yīng)放電時(shí)長(zhǎng)1 h，每年響應(yīng)次數(shù)100次，系統(tǒng)年增供電量為100 MWh，平時(shí)電價(jià)下的增收為6.38萬元，峰時(shí)電價(jià)下的增收為10.35萬元。因此，電網(wǎng)可以通過配置儲(chǔ)能，提高用戶側(cè)供電可靠性，減小限電頻率，產(chǎn)生間接收益。

3.4 支撐電網(wǎng)安全效益

本文以電網(wǎng)支撐局部電壓穩(wěn)定投資的無功補(bǔ)償設(shè)備與儲(chǔ)能方案對(duì)比進(jìn)行說明。以廣東電網(wǎng)某重載500 kV變電站為例，站內(nèi)含4×1 000 MVA變壓器，3 000 MW常規(guī)直流，負(fù)荷為3 500 MW(采用“50%電動(dòng)機(jī)+50%恒阻抗”動(dòng)態(tài)負(fù)荷模型)。分別在220 kV母線側(cè)接入同等容量的新型調(diào)相機(jī)(300 Mvar)、STATCOM(300 Mvar)和儲(chǔ)能(300 MW)，設(shè)置三相永久故障，仿真對(duì)比三者對(duì)系統(tǒng)暫態(tài)電壓支撐效果，三者的無功輸出電流如圖1所示。

圖1 調(diào)相機(jī)/STATCOM/儲(chǔ)能無功電流輸出

結(jié)果表明，故障情況下調(diào)相機(jī)、STATCOM和儲(chǔ)能可以在時(shí)空上互相配合，調(diào)相機(jī)提供瞬時(shí)無功支撐、STATCOM提供20 ms級(jí)無功支撐、儲(chǔ)能提供40 ms級(jí)無功支撐。三者均可通過合理的控制策略，對(duì)重載節(jié)點(diǎn)以及近區(qū)直流落點(diǎn)提供快速有效的無功支持，提高系統(tǒng)穩(wěn)定性。

儲(chǔ)能系統(tǒng)采用本文鋰電池儲(chǔ)能系統(tǒng)，比較三者的全生命周期成本，包括初始投資成本、運(yùn)維成本、殘值等。新型調(diào)相機(jī)服役年限一般為30年，鏈?zhǔn)絊TATCOM服役年限一般為10年[25]，儲(chǔ)能系統(tǒng)取10年。考慮全生命周期內(nèi)的投資成本(含初始投資成本、運(yùn)維成本及損耗成本等)，并采用等年值法比較三者同樣的容量下(300 Mvar或300 MW)年現(xiàn)金流，見表10。

表10 調(diào)相機(jī)、STATCOM、儲(chǔ)能投資成本對(duì)比

由表10可知，在同等容量需求下，鋰電池儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)，STATCOM次之，新型調(diào)相機(jī)最差。因此，在滿足系統(tǒng)無功需求下，綜合考慮系統(tǒng)短路電流容量裕度等因素，儲(chǔ)能可替代其他技術(shù)方案，使電網(wǎng)運(yùn)行更經(jīng)濟(jì)。

3.5 各場(chǎng)景下效益途徑總結(jié)

綜合上述各典型應(yīng)用場(chǎng)景下的電網(wǎng)投資的儲(chǔ)能效益案例分析，可知不同場(chǎng)景下，儲(chǔ)能對(duì)電網(wǎng)產(chǎn)生的效益影響不同，總結(jié)如下：

a)緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞效益：包括減少網(wǎng)絡(luò)阻塞成本和延緩電網(wǎng)投資收益。

b)參與電網(wǎng)調(diào)峰平衡間接性效益：包括源側(cè)頂替部分高成本調(diào)峰電源調(diào)用以降低電網(wǎng)平均購電成本，以及通過儲(chǔ)能放電支撐系統(tǒng)高峰負(fù)荷需求，增加負(fù)荷側(cè)供電量的收益。

c)降低網(wǎng)損效益：通過整體上降低電網(wǎng)網(wǎng)損，間接增加負(fù)荷側(cè)供電量，從而增加售電收益。

d)促進(jìn)新能源消納效益：儲(chǔ)能系統(tǒng)可有效提高系統(tǒng)新能源消納能力，降低火電機(jī)組運(yùn)行成本，提高含新能源的電網(wǎng)運(yùn)行綜合經(jīng)濟(jì)效益；同時(shí)可降低火電機(jī)組深度調(diào)峰出力，減少污染物排放。

e)降低用戶限電和供電可靠性效益：通過降低用戶側(cè)限電頻率，增加供電量，減少停電損失，增加電網(wǎng)收益；

f)支撐電網(wǎng)安全效益：隨著技術(shù)的快速發(fā)展，相比傳統(tǒng)電網(wǎng)為維持系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行的相關(guān)設(shè)備投資，儲(chǔ)能系統(tǒng)的成本優(yōu)勢(shì)將不斷增大，因此可在技術(shù)應(yīng)用效果等效的情況下，儲(chǔ)能為電網(wǎng)維穩(wěn)投資提供了新的思路，通過綜合比較不同維穩(wěn)技術(shù)的經(jīng)濟(jì)、環(huán)境等效用，形成可替代方案，減少投資成本。

4 結(jié)論

本文從電網(wǎng)公司角度出發(fā)，分析了典型應(yīng)用場(chǎng)景下儲(chǔ)能的可量化經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益，得出以下結(jié)論：

a)在當(dāng)前儲(chǔ)能市場(chǎng)及政策下，電網(wǎng)側(cè)投資的儲(chǔ)能雖無法納入輸配電價(jià)成本，但直接或間接影響電網(wǎng)售電量、購電成本及投資成本，在提升電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的同時(shí)使得電網(wǎng)運(yùn)行更加經(jīng)濟(jì)。

b)評(píng)價(jià)電網(wǎng)側(cè)投資的儲(chǔ)能綜合效益，不僅要從其投資主體的獲利途徑來看，還需考慮對(duì)其他主體以及對(duì)全社會(huì)的效益，使儲(chǔ)能綜合效益最大化。

c)隨著未來我國(guó)儲(chǔ)能參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)機(jī)制建立健全，電網(wǎng)投資的儲(chǔ)能也可通過現(xiàn)貨市場(chǎng)交易模式獲得電量和輔助服務(wù)收益，實(shí)現(xiàn)投資成本的有效回收。