孫振新，劉漢強，趙喆，丁鶄，郭樺，常程

(國電新能源技術研究院，北京市昌平區102209)

摘要：分析國內電力體制的特點，討論在我國電力體制下儲能系統經濟性的分析模型。首先半定性的分析了儲能系統的潛在收益，以及國內電力市場、火力發電、新能源應用和輔助服務等內容。提出評估儲能成本的重要指標，結合國內電力市場情況建立了合適的分析模型。基于模型分析了儲能產業的發展狀況，提出3方面建議：1）鼓勵發電企業提供儲能系統解決方案；2）通過儲能系統的合理應用降低新能源、分布式能源和微網的綜合發電成本；3）建議電力輔助服務市場化。

0引言

隨著可再生能源發電的快速增長，負荷和發電的矛盾日益突出。以遼寧省為例，2012年7月底，遼寧省的總裝機容量達到36.6GW，其中4.56GW是風力發電，占12.46%。風電成為省內僅次于火電的第2電源。預計到2020年風力發電將達到13.8GW，占裝機總容量的20.5%。由于風能、太陽能等新能源不能人為調控，導致風電與電力負荷不匹配，因而風電并網問題是面臨的主要瓶頸。風電并網問題在我國的三北地區比較突出，尤其是東北和西北地區，是風資源集中地區，但當地的負荷需求卻很低，外送通道有限，因而每年風電的棄風量居高不下。

風電、光伏等新能源的波動性和間歇性影響新能源的并網，而儲能系統能夠平滑輸出，提高電源質量，削峰填谷，可為新能源發電提供一條有效地解決途徑[1]。

國內電力市場體制在一定程度上限制了儲能產業的發展。以美國調頻市場為例，美國的電力市場化交易，電力調頻在需求旺盛的時候有較高的價格，儲能系統由于具備快速響應的特點存在盈利的可能。而國內的儲能系統由于沒有市場機制無法實現盈利。同時，儲能產業在國內剛剛起步，產業發展在工程示范階段，典型的示范工程如國家電網公司的張北風光儲輸一體化項目。項目采用18MW的鋰離子電池和2MW的液流電池，全面對儲能系統調峰、調頻等功能開展實驗。國電集團的臥牛石風電場，采用5MW液流電池儲能是目前國內最大的液流電池儲能示范工程。此外南方電網等電力企業均在儲能應用方面建設了示范工程。同時，行業政策和法規尚不健全。對比國內脫硫、脫硝等環保產業發展，國家對于儲能系統的支持政策尚不具備。目前國家的政策還集中在對于示范工程的支持，因此還沒有有效的經濟模式和分析方法。

在國內現行體制下，形成一種綜合有效的評價儲能系統價值的方法是本文的主要探討內容。楊裕生院士提出了一項儲能經濟型的判據，可以全面評估儲能的經濟性。通過判據的分析表明，抽水蓄能，壓縮空氣儲能，液流電池，鋰離子電池是最佳選擇。

文章在分析中主要使用壓縮空氣儲能技術為例。從國內電力市場體制分析入手，介紹了涉及儲能系統的各項收益，之后分析了儲能系統除目前國內電力市場之外的各項潛在收益，將兩部分收益疊加形成儲能的總體收益。本文參考了文獻中提到的儲能經濟性的判據，并重新建立了評價儲能經濟性的模型用以分析壓縮空氣儲能、液流電池儲能等儲能技術。最后通過新模型的計算和分析，對儲能產業發展進行討論，提出相應的結論和建議。

1國內電力市場

國內電力市場分為六大區域電力市場，分別是華北、東北、華東、華中、西北和南方電力市場。2002年，國內電力體制改革實現了廠網分開，電力市場成為單一買方也稱作發電競爭模式。目前東北電網等已逐步開展直購電試點，電力市場改革在不斷向批發競爭模式發展[2]。

隨著電力市場的制度變遷，中國的電價改革也進行了一系列的探索和實踐，并取得了顯著成效。電價改革的長期目標是：隨著電力體制改革的深化，電價劃分為上網電價、輸電價格、配電價格和銷售電價。上網電價和銷售電價由市場決定競爭，輸、配電價格由政府部門設定。

目前銷售電價由上網電價、輸配電價和線損3部分構成[2]，計算公式為

上網電價是發電企業賣電給電網的價格，一般由發改委等政府部分規定，火電不同省市執行不同的價格；風電則根據不同的風資源狀況執行不同的標桿電價；核電執行標桿電價；光伏、水電等執行一廠一價的定價機制。

輸配電價沒有明確的形成機制，因而電網公司根據買賣電價的差值確定。

在現行的電價體制下，輔助服務的價格包含在輸配電價中[3]。區域輔助服務的補償方法有兩種：電量補償和價值補償。電量補償是指電網對于輔助服務完成較好的發電企業給予增加發電量的補償方法，同時對于輔助服務完成較差的發電廠則減少一定的發電量。價值補償的原理與電量補償類似，區別在于價值補償是用輔助服務的基金補貼發電企業。輔助服務的補償辦法強調的原則是輔助服務應當由發電企業提供，而與電網企業無關。但是目前抽水蓄能的費用由電網公司承擔。

2儲能的潛在收益

2.1儲能潛在收益的分類

儲能的收益在Sandia實驗室的一項研究中被分為5大類17種，如表1所示[4]。針對發電側儲能系統的應用分析包含發電容量、削峰填谷、負荷跟蹤和區域調頻等，可以借鑒這種分類方式分析國內的儲能應用案例。此外電力系統增加儲能裝置后，在一定程度上能夠提高火電廠的發電效率，因而這部分也可以算作儲能系統的收益。

潛在收益是指在目前的電力市場條件下所有收益都無法量化，在分析儲能系統的收益時只能參考已有的計算值進行半定量的分析。下面將對不同收益的具體情況進行詳細分析。

2.2發電容量

發電容量可以節約火電等常規發電項目的建設投資。儲能電站的投運可以增加電力系統應對尖峰負荷的發電容量。以上海地區為例，在2004—2006年期間，上海地區為解決每年183.25h的尖峰負荷，電網每年投入的建設費用高達2，1010￥。而這部分的利用率不足2%。儲能系統的應用可以節約大量的投資，僅電廠建設費用，以火電為例可以節約4500￥/kW。

2.3提高發電效率

該應用并未在表1中列出，但對電力系統存在一定的影響。若儲能系統得到廣泛應用，火電可以在最優的工況下運行，進而降低火電的煤耗。煤耗在火力發電成本中約占70%，以浙江省1GW的某火電廠為例[5]，從50%的輸出功率到滿發，供電煤耗可降低10%，因而總的成本降低約7%。李世東等[6]在文章中也提到抽蓄電站可為火電降低5%的供電煤耗[7]。

2.4削峰填谷

由于國內發電側沒有峰谷電價，削峰填谷的收益可以通過抽蓄電站的價格來間接衡量。發改委2004年71號文件中提到：抽水蓄能電站的運營計入電網的輸配電成本。抽蓄電站電價有3種方式計量：單一電價制，兩部制電價和租賃電價。3種方式的主要目的是涵蓋抽水蓄能電站的成本。以兩部制電價為例，兩部制電價由容量電價和電量電價構成，容量電價用于覆蓋電站的建設成本，電量電價用于涵蓋運營成本。例如，安徽的天荒坪電站，每年容量電價是470￥/kW，電量電價是0.1462￥/kW。

2.5負荷跟蹤與調頻

儲能系統可以為電力系統提供調頻服務[8-9]。南方電網在相關細則中規定，火電的自動發電量控制(automatic generation control，AGC)標準調頻費用是32.7￥/kW。

3儲能系統的經濟型判據

楊裕生院士在《規模儲能裝置經濟效益的判據》一文中簡化了經濟性分析的邊界條件，首次建立了簡單的模型用于分析儲能系統的經濟性[10]。模型中考慮了儲能電價、電池效率、初始投資、運行成本、放電深度和循環壽命等因素，計算公式為

,

4.2收益來源

基于以上模型，在分析收益來源的合理性時，有必要明確各種收益的來源。

與儲能系統收益相關的是電力系統中的發電企業、電網企業和政府。儲能系統的收益來源應當為3方共同分擔，陳建斌等[11]在儲能發展模式中也提到各方的利益關系。

儲能系統的收益中明確和發電企業相關的是發電效率的提升，因而發電效率收益B2由發電企業提供更為合理。輔助服務收益B3、B4屬于電網的功能范疇，由電網企業提供更為合理。同時從目前在蓄能中占有絕對地位的抽蓄電站的情況來看，抽蓄提供的輔助服務收益成本也由電網公司承擔。對于發電容量的潛在收益B1，由于這項收益對于電網和發電均有利，很難界定由哪一側承擔更為合理，還需形成其他的機制。

5討論

以壓縮空氣儲能和液流釩電池儲能技術為例，根據上述模型進行半定量的估算分析。為進一步簡化模型對于輔助服務部分的影響，只計算目前可以量化的B4，同時設Igov為零。考慮儲能系統規模差異問題，計算中單位均簡化為千瓦級的儲能裝置，相關參數如表3所示[12]，計算公式為

6結論

通過半定量分析優化模型，能夠找到一種合理分析儲能經濟價值的方法。本方法包含了儲能系統的所有潛在收益，可以更加深入的分析研究儲能的經濟性。通過分析可得到如下結論：1）電力市場化的推進有助于量化并實現儲能的潛在收益和價值；2）鼓勵發電側應用儲能技術一方面可以提高收益(余熱利用)，同時可提高火電效率；3）儲能技術和產業的發展仍需一定的激勵政策。

參考文獻

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