中国电网侧储能在典型场景下的应用价值评估

黄碧斌, 胡静, 蒋莉萍, 李琼慧, 冯凯辉, 元博

（国网能源研究院有限公司，北京 102209）

摘要：中国高度重视储能发展，电网侧储能是实现储能规模化发展的重要途径。结合储能技术经济特性和电力系统需求，提出中国电网侧储能应用的几点总体认识。电网侧储能应在能源电力规划中统筹考虑，综合衡量安全效益、经济效益和社会效益，优化总量规模、分区布局和技术类型。针对保障安全、保障输配电功能、降低网损、提高新能源利用水平等典型场景，开展电网侧储能典型案例的应用价值和经济性研究。研究结果表明：抽水蓄能作为系统级的调节手段，应保持一定规模；电化学储能作为一种电网元件，目前成本仍然比较高，仍须通过统筹规划，提高应用经济性，未来规模化发展需要依赖市场。

引文信息

黄碧斌, 胡静, 蒋莉萍, 等. 中国电网侧储能在典型场景下的应用价值评估[J]. 中国电力, 2021, 54(7): 158-165.

HUANG Bibin, HU Jing, JIANG Liping, et al. Application value assessment of grid side energy storage under typical scenarios in china[J]. Electric Power, 2021, 54(7): 158-165.

引言

中国高度重视储能发展，国民经济和社会发展、能源发展、可再生能源发展以及电力发展“十三五”规划中均提出推动储能发展和应用。2017年，国家发改委等五部委联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，是中国首份针对储能产业发展的专项政策文件，明确将储能定位为战略性新兴产业，将储能技术列为能源与制造业领域重点突破对象。2019年，国家发改委等四部委联合印发《贯彻落实<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>2019—2020年行动计划》，细化工作任务。《2020年能源工作指导意见》提出加大储能发展力度，制定实施储能产业发展规划。

储能可以在电力系统中发挥调压、调峰、调频等多种价值[1-4]，根据接入位置通常可分为电源侧、电网侧和用户侧储能[5]。电网侧储能是指直接接入公用电网的储能系统，通常在已建变电站内、废弃变电站内或专用站址等地区建设，主要承担事故安全响应、优化电网结构、解决电网阻塞、增强电网调节能力、延缓电网投资、参与电网调峰调频、改善电能质量等功能。

目前已有诸多学者开展了电网侧储能规划研究[1,3-5]，2018年多个电网侧储能示范项目并网运行，中国电网侧储能实现快速发展[6]。但是，2019年第二轮输配电定价成本监审办法明确电储能设施不得计入输配电定价成本[7-9]，电网侧储能面临应用价值难以评估、成本无法收回的问题，发展出现停滞。在这样的背景下，有必要客观评估和尽可能挖掘发挥电网侧储能的应用价值，创新拓展商业模式，提高应用经济性，并依此科学制定政策机制和技术措施，从而推动电网侧储能可持续发展[10]。

本文首先提出电网侧储能应用的6点总体认识，在此基础上，针对保障安全场景、保障输配电功能场景、降低网损场景、提高新能源利用水平场景，开展电网侧储能典型场景下的应用价值和经济性研究，研究结论可为近中期电网侧储能规划应用和政策机制制定提供决策支撑。

1 对电网侧储能规划应用的总体认识

（1）从规划应用思路来看，储能可用在发电侧、电网侧和用户侧，而且各侧、各主体之间可以进行共享支持，对整个电力系统发挥作用，因此，需要将电网侧储能作为一种可选方案，将其纳入电力乃至能源规划进行统筹。

储能接入电网可以发挥多种价值作用，不同类型储能的时间尺度也不一样，并且可以与传统电网建设、电源建设以及新兴的源网荷互动系统、调相机等电网调节技术手段进行协同优化。随着新能源大规模发展、能源转型持续深化和储能技术不断成熟，未来储能将与电力系统深度融合，在规模和布局上将与系统各类电源和电力流呈现协调发展态势，这就要求从能源电力发展全局出发，将电网侧储能作为一种可选方案，统筹储能规划、建设及运行，优化电力系统整体运行效益，保障系统运行安全与供电可靠[10]。

（2）从规划应用目标来看，电网侧储能的应用应从全社会的安全效益、经济效益、社会效益等角度进行综合衡量和科学全面评估，提升电力系统发展的效率效益。

储能应用打破了电力发输供用同时完成的固有属性，可在电力系统电源、电网、负荷侧承担不同的角色，能够应用于平抑发电及负荷波动、提升发电机组灵活调节能力、为电网运行提供调峰、调频、调压、备用及需求响应等多种服务，在增强电网频率和电压调节能力、改善电能质量等方面均可发挥重要作用，具有较好的安全效益和经济效益[11]。此外，储能应用还将培育壮大电化学储能上下游企业，促进可再生能源消纳，推进清洁能源转型，具有较大的社会效益。

（3）从规划方法来看，电网侧储能规划应统筹储能总量规模和分区布局的关系，在总体规模上满足调峰、调频，以及事故与正常备用的需要，同时在布局上结合输配电网安全可靠和电能质量需求，进行灵活布点，支撑坚强局部电网建设，统一发挥系统调节效益。

电网侧储能的规划应用，应坚持从确定全局需求到满足局部需求的思路，确定储能的总容量及其分布，再根据储能发挥的效益进行综合评估，从而实现储能系统综合效益最大化。

首先是全网整体储能需求。在全网系统层面，储能需求实质是保障源荷的实时平衡，体现在大规模新能源接入后电网在正常运行状态下的调峰、调频以及特高压直流闭锁后的瞬时功率平衡等方面。

然后是局部电网储能需求。由于网架约束对源荷实时平衡、动态无功支撑、潮流优化、电压调整等方面的作用，如部分断面输送容量约束等，或者部分地区新能源和分布式电源的快速发展，将影响不同地区对储能的分布要求。

（4）从电网侧储能自身来看，不同类型储能自身具有多种应用价值，又具有相互替代作用，应综合考虑不同类型储能的技术经济和应用特性、不同应用场景的时间尺度特性和需求，进行统筹规划。

目前抽水蓄能已实现大规模商业化应用，近中期具备大规模应用潜力的锂离子电池、铅碳电池和液流电池等，是现阶段开展规划应用研究重点考虑的储能技术类型，但这些储能类型特性不同，各种应用场景的需求不同[12]。近中期抽水蓄能经济性更好，规划运行管理简单，但受限于选址。电化学储能可分散布置，接入电压等级相对较低，同容量储能可以发挥更为有效的作用。

因此，储能规划应突出抽水蓄能寿命长、容量大、经济性好，以及电化学储能调节灵活、可实现毫秒级快速响应等不同类型储能的技术优势，充分利用不同类型储能的功能特点，实现统筹优化[13]。此外，还要考虑不同区域对储能的需求不同，比如风光富集区、东部负荷中心、南部水电富集区等区域的地理位置、负荷等，要分别按应用场景考虑，确定优化技术类型和推荐规模。

（5）大规模储能尤其是铅碳电池在用户侧的应用，占地面积较大，一定程度上将影响配电设施的布局规划，电网侧储能规划需要和变配电设施进行统筹规划布局。

以10 MW/2 h的锂离子电池储能为例，安装于固定厂房内，考虑维护通道和安全隔离墙，以及集中式消防设施，占地约2000 m2，相当于35 kV变电站占地面积。若是铅碳电池，要达到同样储能效果，需要配置10 MW/4 h，占地面积预计达到8000 m2，超过110 kV变电站占地面积。若采用集装箱配置方式，10 MW/2 h锂离子电池储能系统需要10个45英尺（13.7 m）标准集装箱，安全间隔最小为3 m，共计占地1000 m2左右。若采用铅碳电池，则须配置40个45英尺（13.7 m）标准集装箱，占地约4000 m2。

（6）电网侧储能大规模接入会给电力系统带来挑战，进行电网侧储能规划应用时也需要考虑这一点。

负荷侧储能设施充放电在时间上有一定的随机性，规模化接入后，将改变传统负荷曲线，增加负荷预测难度，给电网规划带来一定挑战。储能设施采用电力电子装置并网，实现功率的灵活调节，大规模分散接入可能会产生谐波超标等电能质量问题[14]。

2 典型场景下电网侧储能的应用价值

根据具体应用情况和对电力系统的价值，电网侧储能应用场景可细分为5类：（1）保障故障或异常运行下的系统安全，（2）保障输配电功能，（3）提供调频等辅助服务，（4）移峰填谷，（5）提高新能源利用水平，如表1所示。

表1 电网侧储能在电力系统中的典型应用场景

Table 1 Typical application scenarios of grid-side energy storage in power system

值得强调的是，通过在配电网内建设电网侧储能，直接接入公用电网，作为电网改造投资的替代方案，进行电压调整控制，保障分布式光伏接入后的电压要求，应属于保障输配电功能的一种形式。此外，储能直接接入公用电网，而非新能源场站内，可以同时对多个新能源项目利用率的提高发挥作用，也同样属于电网侧储能项目，譬如国家能源局批复的甘肃储能试点项目。

2.1 保障安全场景下的电网侧储能应用价值

2.1.1 应用价值分析

随着特高压电网和新能源的快速发展，电网运行特性发生较大变化，电网调节能力不断下降，电网安全运行面临重大挑战。电网侧储能可以有效提高电网调节能力，降低故障发生后的电网运行事故风险。在有功功率调节方面，能够提高直流故障后安全稳定水平和直流输送能力，替代一定规模可中断负荷，参与一次调频。在无功功率支撑方面，可通过逆变器实现动态无功调节，减少电网无功设备投资。

与调相机等其他调节手段相比，储能可以实现多时段、多功能复用，实现电网设备的效益最大化。一方面，从设备本身的技术特性来看，储能可实现调压、调频与调峰的功能解耦复用，调压对储能的剩余电量（SOC）没有要求，仅受限于逆变器的控制响应速度，调频对SOC仅要求不能过低，而调峰对SOC的电量要求较高；另一方面，从电力系统需求来看，系统在调峰、调压和调频方面对储能的需求时间段不同，储能可在不同时段实现功能复用。

2.1.2 实际案例分析

近年来，特高压直流技术的快速发展在提高电网大范围资源优化配置能力的同时，也给电网的安全稳定运行带来了新的挑战。直流闭锁后造成大容量功率冲击，易引发频率越限甚至稳定破坏，同时，负荷低谷阶段大量常规机组关停，系统转动惯量水平降低，频率调节能力下降，因此系统频率安全形势非常严峻[15]。

以锦苏直流故障对江苏电网频率的影响和天中直流故障对河南电网频率的影响作为案例进行分析，研究电网侧储能保障电网安全的应用价值。

（1）江苏电网案例基本情况。

2015年“9·19”锦苏直流双极闭锁，华东电网损失功率490万kW，最低频率跌至49.56 Hz，特高压直流受端电网频率稳定问题受到广泛关注。以2015年“9·19”事故江苏电网数据为基础，对锦苏直流发生双极和单极闭锁情况下储能装置改善电网频率的效果进行计算分析。

将故障后储能系统总输出功率分别设置为500万、300万、100万kW。储能采用分布式布置，分散安装到苏南地区的10个安装点，各安装点最大储能容量均为50万kW。双极闭锁后，储能分别以500万、300万、100万kW投入。

（2）河南电网案例基本情况。

以河南电网实际算例模拟天中直流发生双极或单极闭锁，观察储能系统在系统稳定过程中的效果，并对储能装置改善电网频率及联络线功率波动进行仿真计算。电网基础运行方式选择为2016年冬季特高压南送方式，河南总负荷5405万kW，总开机4626万kW。长南线南送500万kW，鄂豫断面南送500万kW，天中直流运行800万kW。

仿真计算中对储能系统采用分布式布置，分布在河南电网500 kV变电站220 kV侧（豫北：洹安、塔铺、获嘉、仓颉、博爱；豫中：瀛洲、官渡、郑州、惠济、嵩山、菊城、祥符、庄周；豫南：香山、白河、花都）。各安装点最大储能容量均为50万kW。为研究双极闭锁条件下系统稳定性对储能装置总容量的需求，仿真中将故障后分布式储能系统总输出功率分别设置为800万、700万、670万、660万、650万kW。

（3）案例仿真结果分析。

一是已有案例中，为保证特高压直流闭锁后频率仍在安全要求范围内，仅靠配置储能，容量需求较大。江苏电网案例结果显示，在不采用调相机、江苏电网源网荷友好互动系统的情况下，需要投入储能110万kW，才能确保频率在49.8 Hz以上。直流满发情况下，若不配置储能或采取其他控制措施，江苏电网将频率失稳。为确保电网频率在49.8 Hz以上，须安装储能总容量为340万kW。河南电网案例结果显示，将长南线与天中直流的输送极限由530万kW提升至1300万kW时，当发生天中直流单极闭锁，为维持系统频率与电压稳定，在不采用调相机的情况下，需要储能系统提供的功率支撑为260万kW；当发生天中直流双极闭锁，则需要储能系统提供的功率支撑为670万kW。

二是保障电网安全场景下对电网侧储能响应时间要求较高，在秒级左右，响应时间越慢，对储能容量要求越高。储能在2 s范围内频率支撑效果较好，随着响应时间变长，储能的支撑效果逐渐变弱，所需储能投入容量显著增长。若储能响应时间超过5 s，则不能保障双极闭锁故障时频率在49.8 Hz以上。

三是保障电网安全场景下电网侧储能选址定容情况对作用发挥程度与电网结构有关，主要取决于电网内部相关断面的约束。江苏电网案例显示，由于江苏电网网架较强，储能安装地点和配置比例对电网频率控制效果影响不大。河南电网案例显示，在天中直流受电800万kW情况下，河南电网各断面潮流基本以郑州为中心，向电力缺额较大的豫南、豫东电网输送；天中直流闭锁后，省网电力缺额主要通过南阳特高压及鄂豫四回补充，省网潮流发生逆转。河南电网储能作为天中直流闭锁事故备用，应考虑故障后相关断面（豫中—豫南断面、豫北—豫中断面、豫西送出断面）输电能力。因此，河南电网侧储能宜配置于电力缺额较大的豫南、豫东电网，以及中州换流站所在的郑州电网，对于电源相对充足的豫西、豫北电网则减小配置容量，从而使故障后潮流避开相关断面输电瓶颈限制。

四是电网侧储能对于保障故障后电网安全的作用明显，典型方式下增加直流输电能力的价值可以量化，但安全价值难以量化，储能运行时以备用为主，充放电小时数低，为保证支持能力，难以从其他盈利模式获益保证经济性。

2.2 保障输配电功能场景的电网侧储能应用价值

电网侧储能作为电网的一种元件，和线路、变压器等常规电网设备进行替换，实现保障供电可靠性、保障电能质量等作用。本文以保障分布式光伏接入后的供电可靠性和质量作为典型案例开展研究，属于保障输配电功能场景。

2.2.1 应用价值分析

分布式光伏接入引起电流过载和电压越限问题，降低供电可靠性和供电质量。支撑大规模分布式光伏接入的技术措施可分为电网侧、电源用户侧、源网荷互动等三类，其中，电网侧措施包括电网改造、有载调压、高级电压控制、静态无功控制、电网侧储能等[16-18]。电网侧储能在分布式电源大量接入引起配电网短时局部电压过高时进行充电，等效增加电网负荷，降低电压，从而可以避免出现电压越限情况。

各种技术措施的成本不同，不同情景下的最优技术措施组合不完全相同，因此需要对电网改造、限电和储能等措施进行优化。储能系统具备有功功率的双向调节和无功功率的四象限调节能力，可以作为电网改造的替代技术措施，有效缓解分布式光伏接入后的节点电压升高和设备过载问题。

2.2.2 实际案例分析

（1）案例基本情况。

选择河北某村低压配电网为案例，该村共有4台公用配变，主变容量为（3×100+200）kV·A；共有160余户居民和217个户表，其中单相居民用户180个，三相动力用户37个；分布式光伏接入渗透率比较高，已超过100%。

本文采用配电系统分析和优化软件（简称DSAP）进行计算，该软件支持分布式电源、储能等多种模型，可对分布式电源和配电网进行优化，得到适应大规模分布式电源接入配电网的最优技术措施组合[4]。

根据计算，如果不进行电网改造但允许限电，全年8760 h中有764 h存在限电，时段占比为8.7%；限电量占比为10.04%。不同限电比例的概率如图1所示。

图1 不同限电比例的概率

Fig.1 Probability of different electricity curtailment proportions

（2）案例分析结果。

电网改造和安装储能都是电网提高分布式光伏接纳能力的备选技术措施，具体方案需要以总成本最小为目标优化确定。本文利用DSAP软件，考虑电网改造和安装储能两种设施，不允许限电，开展案例研究。

案例结果如表2所示，可得到如下结论。

表2 提升分布式电源接纳能力的技术措施案例分析

Table 2 Case analysis of technical measures to improve the allowable capacity of distributed generation

（1）储能可以有效减少电网改造成本，但在实际应用中需要对储能位置、容量以及电网改造策略进行协同优化。

（2）从经济性上考虑，在储能选择时应偏向小容量、短时间。储能如果要具有经济性，则单位千瓦时的储能每年吸收限电电量不少于410 kW·h，折合每天至少吸收限电电量1 kW·h。这就要求储能容量选择应偏小，提高储能利用次数。

（3）保障输配电功能场景的储能若仅靠充放电价差，无法收回成本，因此，作为减少电网总体投资、提高电网供电能力、保障电网运行安全的有效手段，电网侧储能应与其他电网元件一同纳入电网规划进行考虑，确保成本能够回收[19-23]。

2.3 降低网损场景的电网侧储能应用价值

储能容量在合理范围内时，网损减少量大于其导致的网损增加量。由于峰负荷时的电价高，相应时段的网损成本更高，储能系统在降低网损成本方面可以发挥重要作用。选择单回10 kV输电线路、末端负荷供电（最大负荷为8 MW，最小负荷为2 MW）作为案例，选择典型日进行稳态潮流计算，研究储能系统对配电线路输电损耗的影响。案例结果如表3所示，安装1 MW·h储能后，降低网损率约1%。储能降低网损作用的发挥程度有赖于接入位置和容量的优化，当储能容量较小时，接入位置相对比较随意，均能够降低配电网网损；当储能容量较大时，应尽量将其接在母线附近，有利于最大限度发挥降低网损作用，而且随着容量的进一步增大，网损减少的程度趋于饱和，并可能增大网损，网损和储能容量的关系呈现倒U形关系。

表3 线路损耗仿真计算结果

Table 3 Simulation results of line loss

根据线路损耗计算结果，按照当前储能的投资成本进行计算，全寿命周期内所产生的降损效益约为投资成本的28%，这难以支撑储能实现盈利。从未来趋势来看，储能可以在不同时段提供不同服务，通过多种价值回收成本，降低网损可以作为其中一种。

2.4 提高新能源利用水平场景的电网侧储能应用价值

（1）受容量配置规模限制，连续无风天气可能限制储能发挥作用。

一般储能满功率连续充放电时间为1~8 h，可有效应对新能源日内波动，但若出现长时间无风/大风等极端天气，储能发挥作用可能受到较大限制。

单一省份看，极端无风天气最大持续时间达6天，频次最高达3次/年，影响储能发挥容量效应，若无其他备用电源可能致系统缺电；若联网平衡规模扩大，空间互补效应将减轻极端天气影响，统计范围扩大至整个西北电网时，极端无风天气最大持续时间和频次下降至3天和1次/年。

（2）从经济性和新能源消纳作用看，储能与新能源规模上存在合理配比。

为确保《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》提出的2030年和2050年非化石能源消费占比目标实现，以国家规划的水电、核电和生物质发电规模为边界条件测算，2035年新能源发电量要达到1.5万亿kW·h以上，相应风电和太阳能装机规模预计将达到7亿kW和6.7亿kW。在将储能作为主要调峰手段下，2035年储能与新能源装机规模比例约15%，其中非抽蓄储能规模超过1亿kW，抽蓄储能规模为9 000万~14 000万kW。若要维持系统弃能率为基准情景的7.9%不变，增加新能源装机规模同时，则储能规模应同步增长，比例逐步提高，最终趋近于20%。在不同区域这一比例会有一定差异。

（3）优先采用推进火电灵活性改造和抽水蓄能方式提升电力系统灵活调节能力，适当有序发展非抽水蓄能作为补充。

传统电力规划主要重视电力电量平衡，对系统灵活调节能力关注较少。随着新能源大规模发展，灵活调节能力提升将成为电力规划和运行的重要内容。中国煤电基数大，改造成本低，可释放灵活调节潜力巨大，应优先推动火电灵活性改造；其次要加快发展抽水蓄能，预计2035年前抽水蓄能的竞争力仍强于其他储能方式，系统级储能应优先发展抽水蓄能；最后应考虑市场因素适当并有序发展非抽蓄储能，满足多种应用场景需求[24-25]。

3 结论

储能对电网安全、优质、经济、绿色、高效运行可发挥重要作用，随着储能技术进步和成本下降，电网侧储能受到广泛关注，成为“十四五”能源电力规划需要考虑的重点内容。

本文分析了电网侧储能规划应用的总体认识以及典型场景案例，得出结论如下。

（1）作为系统级的调节手段，抽水蓄能应保持一定规模，国家应给予支持。

（2）电网需要电化学储能，但并不是“刚需”，有多种备选措施。电化学储能目前成本仍然比较高，应作为“特种部队”，而非“常规部队”。

（3）储能规划需要统筹，仍须深化研究和应用实践。

（4）电化学储能具备分布式和快速响应等特性，科学的支持政策或市场机制应能充分激发这些特性。

（5）电化学储能有较好的产业基础和应用前景，初期有必要示范试点支持，规模化发展阶段重点要依靠市场。