考虑储能装置寿命的电网侧规模化电化学储能规划与评估方法

  摘要 在“双碳”目标提出的背景下，新能源机组在电力系统中的并网规模逐步增加；而随着社会经济的持续快速发展，负荷类型日趋多样化，负荷需求不断提高，这就导致电力系统中源荷两端出力与用能的不确定性与不匹配性特征愈发明显，系统对灵活性调节资源的需求不断提高。储能技术是提升电网灵活性、优化新能源并网友好性的重要手段。提出一种考虑充放电寿命的电化学储能规划配置与运行模拟模型，以及基于精细化生产运行模拟的规划方案评估方法，为新型电力系统中受端电网的储能布局与配置提供了理论支撑。算例表明：加入储能后，可以降低系统运行成本与温室气体排放，显著提升系统可靠性与新能源消纳能力。

  1 储能在电网中的应用与优化规划方法

  电网侧储能电站主要应用于输配电领域，可以显著提高新能源的并网友好性，对于优化电网备用、提高新能源接入比例、实现灵活调峰调频等方面意义重大。在电网侧配置大规模集中式储能电站，可以解决新能源大规模并网所产生的短时功率不平衡、消纳机制不健全等问题，进一步提升电网运行的经济性与安全性。同时，可以拓展新能源发展空间，提高电能质量，有助于实现能源系统向低碳发展的转型。

  1.1 储能经济性

  储能的经济性是决定电网中储能开发规模的重要因素。因此，对于储能的经济性评估是当前研究的一个热点方向。评价储能系统的经济效益与储能电池的寿命、充放电策略、自身特性等多重因素相关。目前国内外的研究通常是构建经济性最优的储能容量配置模型。文献[17]提出可应用于分布式储能和新能源的并网储能成本分析方法；文献[18]基于储能不同的充放电策略针对多个效益主体对投资风险进行评估；文献[19]指出度电成本的评价适用于削峰填谷的应用场景，可以通过度电成本与峰谷价差的直接对比来判断储能投资的经济效益，并结合大量调研数据计算出当前抽水蓄能电站度电成本约为0.21~0.25元/(kW·h)，可以通过峰谷价差实现套利，而磷酸铁锂电池在电化学储能中虽具有较好的经济性，其度电成本约为0.6~0.8元/(kW·h)，目前暂不能完全通过峰谷价差实现盈利。

  在受端区域电网中，电网侧储能的收益来源主要包括延缓输电设备扩容、提升新能源消纳、降低网损、减碳这些方面。未来两年如果对储能探索出合适且稳定的盈利模式，预计在“十四五”规划后期的2025年，中国电化学储能累计装机投运规模将达到55.9 GW，以配合实现风、光新能源机组在2025年的装机目标。

  1.2 储能优化规划方法

  电化学储能作为系统内优质的灵活性资源，现阶段由于成本较高，其在电网中应用规模受限。未来随着电池成本的降低，电化学储能在电网的应用将向多样化与规模化发展。合理的电网储能配置将有助于储能装置充分发挥其灵活调节能力，对于维持电网安全经济运行具有重要意义。

  电网侧储能配置规划中，需要结合电网特性与对储能的需求来确定规划方案。文献[24]根据蓄电池的运行条件和微网中不同的需求场景提出了3种可以确定储能容量配置的最小容量法；文献[23]针对电网侧、电源侧、用户侧3个方面构建了不同应用场景下的储能系统容量配置方法；文献[25]基于电池储能寿命和新能源出力的不确定性提出储能优化配置方案。

  上述文献对电网中电化学储能装置的经济特性和容量配置方法开展了研究，提出了面向源网荷侧各自需求的储能定容优化方法。然而，由于电网侧规模化储能接入公用电网，可以由电网公司直接调控，因此电网侧规模化电化学储能的选址定容对于系统整体的电力电量平衡与安全稳定运行极为关键，其规划方法中应考虑源网协调，并对运行效果进行评价。综上所述，目前国内外的研究中尚缺乏以电网侧规模化储能配置与效益评价为核心的规划方法。

  本文提出了考虑寿命与源网协同的电网侧规模化电化学储能优化规划方法，并通过电力系统精细化时序运行模拟方法，结合江苏电网2025年规划算例，评估了配置电网侧规模化电化学储能的社会与经济效益，可以为包含新能源的电力系统源网荷储协同规划提供框架与指导。

  2 包含储能的源网协同规划模型

  考虑源网协同的电网侧规模化储能规划技术路线如图1所示。本研究所选目标函数为投资运行成本最低。

  2.1 目标函数

  在一定约束条件下，通过合理的优化电源电网投资方案，使得系统在一定时间段内的投资与运行成本最低，因此目标函数为

  2.2 约束条件

  3 电网侧规模化储能运行模拟评估

  储能装置的运行特性与经济特性在储能配置中扮演重要角色。对于电化学储能来说，由于其具有材料随使用年限增长而发生老化的特点，在评估投资经济性的时候需要结合其特有的充放电寿命特性。

  本文将电化学储能装置的经济性与充放电寿命挂钩，建立了适用于运行模拟的电网侧规模化储能全生命周期经济特性模型，通过电力系统时序运行模拟技术，实现了对源网协同的电网侧规模化储能规划方案的评估。含电网侧储能的精细化电力系统运行模拟主要包括3个方面。1）新能源电源出力重构；2）电网侧规模化储能运行模拟模型；3）含储能装置的电力系统运行模拟模型。其流程如图2所示。

  电化学储能装置的度电成本与电池寿命高度相关，其经济特性建模如下。

  1）电化学储能的充放电寿命模型为

  4 算例分析

  本研究以某江苏省网的实际数据为例进行实证分析。研究工具为清华大学电机系智慧能源实验室开发的电力规划决策平台（GOPT），通过GOPT平台中的电源电网一体化规划模块与电力系统调度运行仿真模块，分别完成了考虑储能装置寿命的电网侧规模化储能优化规划与规划方案的效益评估。图3为电力规划决策支持系统架构。

  江苏电网2025年规划省内电源1.88亿kW，其中风机装机2 983万kW，光伏装机2 482万kW，区外电源合计5 893万kW，系统最大负荷日与最大峰谷差日均出现在2025年7月26日，其中最大负荷为1.59亿kW，最大峰谷差为4 258万kW，全年用电量8450亿kW·h。

  储能方面，现有19个电化学储能电站，共计509.08 MW/954.6 MW·h，分布在6个地市级电网，其中锂离子电池占比达到95%以上。

  4.1 电网侧规模化储能优化配置

  以磷酸铁锂电池为例，其初始参数设置如表1所示。为便于分析，磷酸铁锂电池的功率成本与能量成本都采用标幺值，变化范围为0.3~1.0。

  储能成本对其配置的影响如表2所示，从储能选址来看，当储能成本较高时，储能首先选址在大型核电接入处。随着成本的降低，储能选址逐步出现在区外直流接入点及光伏、风电等新能源接入点。因为上述类型电源调节能力有限，储能可通过增加电源灵活性来实现经济效益。从储能容量配置来看，对于磷酸铁锂电池，核电接入地的储能时长最大，且随成本降低保持增长趋势。在成本为0.5 p.u.时，新能源接入地附近储能时长约为2 h，区外来电接入地附近储能时长约为1 h。当成本降至0.4 p.u.时，新能源和区外来电接入地的储能时长均有所增加，超过2.5 h。此外还可以看出，磷酸铁锂电池储能成本下降至目前成本的70%后，其在电网侧开始大规模建设。

  4.2 包含储能的电网运行效益评估

  以镇江为例，目前镇江已建成投运电网侧集中式储能项目8个，总容量101 MW/202 MW·h，总投资7.6亿元，每年可以减少煤消耗5 300 t。对比采用电厂投资和电网配套投资方案，节省约16亿元。本文选择江苏电网2025年规划方案进行电网侧储能规划运行的效益分析。

  考虑到2025年新增的负荷需求与调峰需求，需要在电网内新增一定量的电源设备保证供需的平衡。本节内设置了4种预设的规划方案。

  方案1：基础方案，即利用传统火电补充功率缺额；方案2：高比例区外来电方案，区外来电占比达到省内电源装机的36%；方案3：高比例新能源方案，新能源占比达到省内电源的35%，包含已建储能509 MW；方案4：新能源搭配储能方案，规模化储能5500 MW。

  本节涉及的效益分析将在这4个规划方案的基础上展开。表3中列出了4种预设规划方案的电源结构。

  经过电力系统调度运行仿真后，可以得到4种预设规划方案的经济与社会效益指标，如表4所示。

  从表4中可以对比4种预设规划方案在可靠性、新能源消纳能力、运行成本等方面的指标。可靠性方面，鉴于新能源受季节特性和天气的影响，其出力具有明显的间歇性和随机性，方案3与方案1、2相比可靠性最低；新能源消纳能力方面，方案3的新能源弃用率明显高于方案1、2，而方案2由于调峰燃机相较于方案1减少，其弃风弃光量大于方案1；运行成本方面，由于新能源机组不考虑可变运行费用，因此就运行成本来说，方案3所需的花费显著低于方案1、2。

  方案4在方案3的基础上加入了大规模的储能装置，显著提升了系统的可靠性与新能源消纳能力；而从运行成本来看，方案4的运行成本也显著低于方案1、2。

  图4为储能容量与CO2、SO2、氮氧化物3种气体排放量的关系，可以看出，随着储能容量的增加，CO2、SO2和氮氧化物气体的排放量总体上呈递减的趋势，储能从509 MW增加到5 000 MW，CO2排放量降低了约70万t，SO2排放量降低了约400 t，氮氧化物排放量降低了约600 t。

  5 结论

  本文提出了一种考虑储能寿命的电网侧规模化电化学储能的优化规划方法，并以江苏电网实际数据为算例，通过电力系统时序运行模拟技术分析了合理配置储能装置的社会和经济效益，得到以下结论。

  1）储能装置的寿命由电池技术和充放电策略决定，并对其并网经济性有直接影响，在规划中考虑储能装置的寿命，可以在现阶段电池技术无法取得突破性进展的时期，通过合理的储能配置，更好地指导相关投资，通过良好的经济效益促进储能产业的发展。

  2）储能装置在包含新能源的电力系统中可以提升系统的新能源消纳水平与可靠性，降低系统运行成本与温室气体排放，是以新能源为主的新型电力系统中的关键技术。

  3）电化学储能装置响应快，能量密度与功率密度高，部署在电网侧可以发挥双向潮流的特性，参与电力系统中的电力电量平衡，为电网提供灵活性，在提供调峰调频等辅助服务、延缓电网升级方面具有重要意义。

  本文所提出的规划方法基于电力电量平衡原则，暂未考虑安全性约束。后续工作中将研究如何在现有规划方法中加入安全性约束，从而能够统筹平衡与安全，更全面地指导电网侧电化学储能的规模化配置。

  注：本文内容呈现略有调整，如需要请查看原文。

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