“可再生能源+储能”可大幅降低电力系统投资，但目前储能大规模应用还面临着技术待突破、商业机制待完善等难题。建议借力电力体制改革，通过电价机制完善储能投资回收机制和商业模式。

根据我国能源转型工作的相关要求，电力系统中风、光、核等非化石能源占比将持续提高。由于核电出力调节困难，风、光等可再生能源具有间歇性特点，使得电力系统在调峰、调频等方面所面临的挑战将越来越严峻，需要大量创新性技术支撑，廉价、环保、安全的储能技术就是一个可行的选择。

储能技术包括物理储能、电化学储能、电磁储能、相变储能等多种类型，目前建设规模最大的是以传统抽水蓄能为代表的物理储能。近年来，其他类型储能技术得到了快速发展，特别是电化学储能技术，以其响应速度快、建设周期短、能量转换效率高等优势逐步开始应用于调峰调频领域。近期，新型超级电容储能技术取得了突破性进展。但是储能的大规模应用还面临一些问题，本文主要从电化学储能在电力系统中应用的经济性角度进行探讨。

储能大规模应用仍存诸多难题

储能技术在电力系统中的应用场景主要包括发电侧、电网侧和用户侧。

在发电侧，储能设施可以平抑出力波动，改善电能质量；调节电站出力，减少新能源电厂的弃风弃光；参与系统辅助调频等。在电网侧，储能设施可以减少系统峰谷差，改善负荷曲线，减少部分峰荷机组和输变电工程的建设；参与系统调频；作为黑启动电源和重要负荷的保安电源等。在用户侧，储能设施可以利用峰谷电价差降低电度电费；减少供电负荷峰值，降低容量电费；为自身敏感设备提供备用电源等。

但储能技术的大规模应用还面临多个问题。一方面，电化学储能技术本身还存在成本、安全和环保问题，需要不断突破和完善。另一方面，储能设施的投资回收机制还不明朗，商业模式尚不完善。

目前，一些省区的调峰调频辅助服务市场已逐步开启，储能项目通过参与系统调频服务获利的可能性增大，但是调峰辅助服务的相关政策更多是从发电厂个体出发，缺乏对电力系统整体经济性的考虑，同时《输配电定价成本监审办法》明确了储能投资不得计入电网输配电定价成本，电网侧储能的发展也受到制约，因此储能的发展还需要相应政策的进一步支持和电价机制引导。

分布式储能可提升电力系统经济性

从全社会的角度出发，建设大规模接至10kV及以下电压等级的分布式储能装置，可实现削峰填谷，降低系统最高负荷和峰谷差。既能减少电力系统主力调峰电厂的建设，又能减少220kV及110kV变电容量及输电线路的建设，降低系统总投资。当减少的电源及电网侧投资大于增加的储能投资时，整体经济性较好。

以海南远景全社会2000万kW负荷水平(电量1120亿kWh)为例进行测算，以原规划的气电、核电为主的装机方案作为基准电源方案(含现有抽水蓄能装机60万kW)，系统总装机规模约2710万kW。

适当增加储能装置可优化负荷曲线。

远景原始负荷曲线中夏季日最小负荷率为0.62，冬季日最小负荷率为0.46，日峰谷差较大。通过新增大规模储能装置替代同等功率气电机组，在满足电量总需求的前提下，通过用电负荷的削峰填谷，优化负荷曲线。假定新增分布式储能装置的放电时间均为2小时，放电深度100%。

对以下三种场景分别进行电力电量平衡计算，结果如下：1)当增加储能装置190万kW/380万kWh，替代190万kW气电机组时，通过新增的储能装置与原有抽蓄机组共同作用(下同)，可使夏季日最小负荷率上升至约0.8，冬季日最小负荷率上升至约0.63，火电机组利用小时数得到提升。2)当增加储能装置380万kW/760万kWh，替代380万kW气电机组时，可使夏季日最小负荷率上升至约0.9，冬季日最小负荷率上升至约0.75。此时火电机组利用小时数大幅提升，煤电达到6500多小时，气电达到4000多小时。3)当增加储能装置570万kW/1140万kWh，替代570万kW气电机组时，可使夏季和冬季的日最小负荷率均上升至约0.9，见图1。此时核电机组和煤电机组除停机检修时间外，基本均处于满发状态，气电机组和储能既承担发电任务又承担系统备用容量。

储能价格下降越多，产生的全社会经济性越好。

增加储能装置减少了系统内调峰电源装机规模，提高了系统内机组的利用小时数，综合考虑电源建设投资、运营年限、燃料费和运行费等因素后，计算电源侧年费用。具体参数选取如下：

1)燃气电厂单位造价取3000元/千瓦，经营期25年，年固定运行费率取项目建设投资的3%，机组平均气耗取0.2立方米/千瓦时，天然气气价取2.5元/立方米；燃煤火电标煤单价取600元/吨。2)核电厂单位造价取15500元/千瓦，经营期30年，年固定运行费率取项目建设投资的4%，核燃料单价取0.06元/千瓦时。3)光伏电站单位造价取5000元/千瓦，经营期取25年，年运行费取项目建设投资的2.4%。4)储能电站单位造价取1000-3000元/千瓦时，经营期取10年，年运行费取项目建设投资的5%，发电效率取90%。

根据计算结果，当储能综合造价降至2500元/千瓦时及以下时，以储能替代气电装机的方式可降低电源侧的总年费用。当储能综合造价在3000元/千瓦时及以上时，以储能替代气电装机的方式在电源侧的经济性较差。

当通过增加储能装置使系统日最小负荷率趋近于1时，常规电源机组都已得到充分利用，此时再新增储能装置已无法替代气电机组，此时继续增加储能装置的经济性将变差。

建设分布式储能装置后，可降低系统最高负荷，减少高压电网输电变工程的建设，减少电网侧投资。新增190万kW/380万kWh储能装置，相比基准电源方案可减少电网投资22.5亿元，年费用减少2.7亿元；储能装置容量增加至570万kW/1140万kWh时，相比基准电源方案可减少电网投资68.6亿元，年费用减少8.1亿元。

综合电源侧和电网侧投资后，分析全社会的经济性，见图2。

若储能综合造价为3000元/千瓦时，新增储能装置容量达到380万kW/760万kWh，全社会总年费用可降低7.7亿元，平均每度电价格可降低0.007元/千瓦时；若储能综合造价降至2500元/千瓦时，全社会总年费用可降低15.2亿元，平均每度电价格可降低0.014元/千瓦时。储能价格下降越多，全社会经济性越好，社会所有参与者均可从中获益，关键在于红利如何分配。

建议通过电价机制放大储能作用

在现有的电力体制下，储能除了通过调频辅助服务获利、用户侧储能通过峰谷电价差获利等商业模式较为清晰外，其他应用场景的储能投资回收机制和商业模式还不完善。但是我国的电力体制改革仍在稳步推进，各项制度也在不断创新和完善中，对于未来的电价策略，我们建议：

首先，通过前面的分析可以看出，大规模储能可以减少输配电网投资，与输配电服务有较大的关联性，如果将储能设施建设投资纳入输配电成本，对于电网降低建设成本也能起到正向激励作用。但《输配电定价成本监审办法》明确电网侧储能投资不能计入电网输配电定价成本，这项规定的出发点是考虑到电网公司是提供输配电服务的供应商，而储能既可以作为负荷又可以作为电源，还可以提供辅助服务，因此储能的投资与输配电服务的相关性较难界定，需要进一步研究。

其次，大规模储能可以改善系统负荷曲线，降低系统峰谷差，减少尖峰负荷值，因此可以减少大型调峰机组的建设，同时提高已有主力电源装机的利用小时数，提高已有主力电源的经济效益，降低发电成本和上网电价。因此可以通过计划或市场方式将上网电价下降总量的一部分用于激励储能设施的建设，其余部分可用于降低用户侧终端销售电价，实现全社会(包括电源、电网、储能、用户)的多方互动共赢。

再次，制定电源、电网、用户联动的分时电价机制，健全价格激励和约束手段，使节约能源资源与保护生态环境成为单位、家庭、个人的自觉行动，促使电力系统的各参与者自发建设储能装置、主动参与系统调峰，促进储能行业的健康发展。

最后，当前新能源电站建设储能装置的积极性不高，这是因为国家从支持新能源发展的角度，要求电网全额收购其发电量，并且由电网承担新能源发电波动的平衡义务。这对市场的其他参与者不公平，因此可加强对新能源电站发电的偏差考核，以价格手段促使新能源电站建设储能装置以化解风险，提高新能源发电的渗透率。

建设分布式储能可以提高风、光、核等非化石能源的可调度能力，从而提升新能源的消纳能力，有助于加快能源转型战略的实施。同时随着储能造价的不断降低，以大规模储能替代气电等调峰机组并减少电网输配电工程建设对全社会的经济性越来越明显，建议主管部门从宏观角度考虑储能的投资回收方式，兼顾全社会红利的合理分配，形成良好的市场运营机制，明晰各方的权利、责任和义务，促进储能的健康有序发展，促进全社会的互动共赢。