储能在电力系统源网荷三侧应用及相关政策综述

刘志清，王春义，王 飞，冯 亮，王延朔，刘 蕊

（1.国网山东省电力公司，山东 济南 250001；2.国网山东省电力公司德州供电公司，山东 德州 253073；3.国网山东省电力公司经济技术研究院，山东 济南 250021）

0 引言

随着分布式电源大规模接入电网，微电网、智能电网和能源互联网快速发展，储能在电力系统发、输、配、用等各环节的应用日趋广泛［1］。大规模储能作为能源互联网和智能电网的关键支撑技术，不仅可以弥补分布式电源出力的随机性和不确定性，还可用于改善电能质量，实现电网削峰填谷［2-3］。本文介绍了储能技术类型、产业政策、应用场景、成本效益、发展趋势及展望，为储能在电力系统中的应用提供参考。

1 储能技术类型

按照能量储存方式不同，可将储能技术分为直接储能和间接储能。直接储能技术通常以电场或磁场形式存储能量，具体可分为2 种形式。一是超导储能系统。超导储能系统具有能量转换利用率高、储能时间长、出力响应快等特点。在储能状态，其通过超导磁体将电磁能存储起来，释放能量时可直接输出电能。在现代配电网中能实现功率快速补偿以改善电能质量，并减少峰谷差，提高配电线路利用效率［4］。二是超级电容器。相较于传统电容器储能装置，超级电容器具有功率密度高、使用寿命长、适应环境气候能力强等优势［5］，利用电极与电解质之间形成的双层界面储存和释放能量。

间接储能技术是指通过物理或化学方式将电能储存起来，具体可分为4 种形式。一是抽水蓄能。抽水蓄能电站在电网中多用来调压调频、削峰填谷和事故备用［6］，抽水蓄能电站建设周期长、投资大，选址受地理环境限制。二是压缩空气储能。与抽水蓄能电站相比，压缩空气储能经济性好，且具有周期长等优势，必须与燃气轮机电站配套使用，需要特定的地理条件建造大型储气室［7］。三是飞轮储能系统。飞轮储能系统瞬时功率大、环境友好性强，常用作不间断电源或应急电源［8］。四是电化学储能。电化学储能布置灵活，应用较多的有铅酸电池、锂离子电池等。文献［9］比较了近十年国内外兆瓦级电池储能项目，并对电网中兆瓦级电池储能系统的应用前景进行了分析。

物理储能技术是目前造价低、技术成熟、使用规模大的储能技术，化学储能技术是目前应用广泛、未来发展潜力大的储能技术。从澳大利亚可再生能源署所研究绘制的储能技术成熟度曲线看［10］，抽水蓄能是目前最为成熟的储能技术，其在全球已并网的储能装置中占比达到99%；其次为压缩空气储能技术；随着未来技术的不断进步，钠硫电池和锂离子电池成本将进一步降低。结合文献［11］、［12］中的数据，各种储能方式的比较如表1 所示。储能技术成熟度曲线如图1 所示。

表1 各种储能方式比较

图1 储能技术成熟度曲线

2 储能产业政策

2.1 储能产业顶层政策

2017 年10 月国家发展改革委、财政部等五部委联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确了储能行业未来10 年的发展目标，“十三五”储能产业发展进入商业化初期，“十四五”储能产业实现规模化发展；明确了五大重点应用示范领域：储能技术装备研发示范、储能提升可再生能源利用水平应用示范、储能提升电力系统灵活性稳定性应用示范、储能提升智能化水平应用示范、储能多元化应用支撑能源互联网应用示范。2019 年7 月，国家发展改革委制定了《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》，从技术研发和智能制造、储能技术与产业发展政策、推进示范应用及储能标准化建设等方面提出行动要求；明确要加快增量配电业务改革和电力现货市场建设，建立完善峰谷电价政策和储能容量电费机制，推动储能参与电力市场交易，为进一步推动储能发展提供了保障。

2.2 电力辅助服务新政

随着可再生能源大规模接入电网，储能作为重要辅助服务手段，可有效提升电网运行效益［13-14］，其重要性日益凸显。2017 年以来，电力辅助服务新政成为我国电力市场改革的重点领域，山东、江苏、新疆等多省发布电力辅助服务市场运营相关规则。《关于促进电储能参与 “三北” 地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》等多个政策提及储能，表明储能已得到业内认可。

2.3 储能参与需求响应

需求响应一般包括价格型需求响应和激励型需求响应，是指电力客户依据价格波动信号或激励机制做出响应，改变原本用电模式的行为［15］。2017 年底，国家能源局发布《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，明确了“十三五”末电力辅助服务补偿（市场）工作需达成的目标，以及2017—2018 年、2018—2019 年、2019—2020 年3 阶段分别推进的重点任务。目前，山东、江苏等省已成功实现电力用户需求响应，各省电力需求响应政策如表2 所示。其中，山东省首次提出使用单边集中竞价方式，根据用户响应比例大小优化补偿系数，确定补偿价格，充分调动用户主观能动性。鉴于需求响应的成功运用与良好社会反响，2019 年山东、河南等省陆续出台了电力需求响应补贴管理办法，助力需求响应发展。

2.4 用户侧储能绿色发展价格机制

根据相关研究，储能在峰谷电差价大于0.7 元／kWh时能够获利［16］。国家发展改革委为推动储能设施参与电网削峰填谷，印发了《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》，目前山东、江苏等多个省份已转发，绿色发展价格机制如表2 所示。

2.5 产业发展政策

目前，缺少统一的大规模储能系统环境评价标准及储能设施退役回收规范。由此带来的安全隐患、环境非友好性等不利因素影响了储能行业发展［17］。长期以来，是否出台储能支持性补贴政策存在着较大争论。应对尚未成熟的市场环境，储能技术发展和工程应用急需相关政策扶持。一方面需要制定行业发展标准和管理办法，对其进行规范性引导；另一方面要支持示范项目建设，推动形成以成本下降促进产业发展，以产业发展促进成本下降的良性生态循环。

表2 储能相关政策汇总

3 储能技术在电力系统中的应用

3.1 储能技术在电源侧的应用

随着分布式电源大规模并网，电网调峰调频资源不足的问题日益凸显。在发电侧，储能系统可与常规汽轮机组配合，利用其响应速度快、短时功率调节能力强等优势，发挥调频调压作用［18-19］。在能量管理系统调度下，储能装置也可与风、光的自动发电控制系统配合，提升电力系统调节能力，减少弃光弃风［20］。此外，当新能源并网点电压瞬时跌落时，储能装置可提供紧急无功支撑，提高电网低电压穿越能力［21］。

对于不同的储能系统，其出力控制策略及配置容量影响其平滑新能源出力效果。配置经济性好、利用率高的储能系统十分关键。文献［22］阐述了储能技术平滑风光出力波动控制方法的研究现状，总结了各类控制方法的优缺点。文献［23］为实现平抑风光出力的波动性和延长储能系统元件的经济寿命，采用模糊控制规则调节储能系统的出力。文献［24］针对单一储能系统无法满足电网响应速度要求的问题，提出了相对高效的复合储能配置方式来平滑风电出力波动。

3.2 储能技术在输电侧的应用

在输电侧，储能系统可参与电网调频、改善网络潮流分布及电网稳定性。文献［25］和［26］针对如何提升储能系统的调频能力，从储能系统控制策略、经济效益等多个方面进行研究。文献［27］针对电网调峰调频需求，提出了储能系统的选型方法，为储能电站建设提供了理论基础。

目前大量文献以经济效益为目标，针对如何改善电网潮流开展研究。文献［28］以全网经济性最优为目标，提出了储能系统与其他发电系统的潮流分配策略。为提高线路输送容量，文献［29］以电网净收益为目标，采用灵敏度分析和遗传算法确定超导储能系统的安装位置及最佳容量。为提升直流馈入电网的新能源外送能力，文献［30］提出将储能系统应用于弱受端电网，全面支撑特高压交直流网络的稳态输出。

利用储能系统快速向系统提供有功和无功补偿的优势，可提高系统的运行稳定性，保证系统功率平衡。文献［31］基于有功、无功解耦策略，利用变流器控制储能系统出力方式。文献［32］以贵州兴义电网为例，将储能系统与安全稳定控制装置配合，以此提高电网安全稳定运行能力。

3.3 储能技术在配电侧的应用

随着分布式电源、多元化负荷快速发展，配电网络复杂性越来越高。储能系统对提高分布式电源渗透率，提升配电网运行稳定性和经济性具有积极作用。在传统配电网中，通常利用储能系统在负荷低谷时储能，在负荷高峰时发电，平滑负荷曲线，延缓设备扩容，提高电网运行经济性［33］。针对分布式电源接入引起的电压质量问题，文献［34］在不利用常规无功补偿装置的条件下，综合协调储能、有载调压变压器、分布式能源等设备，大幅提高分布式电源渗透率。文献［35］针对主动配电网调压问题，提出一种含传统调压设备与分布式储能的配电网两阶段电压控制策略，在减轻传统调压设备负担的同时，能够满足电压调节需求。针对含储能装置的配电网经济调度问题，文献［36］提出基于锥优化的配电网优化调度模型，为上述问题的解决提供了参考。

3.4 储能技术在用户侧的应用

目前储能作为需求响应手段，其盈利空间有限。对于采用两部制电价的用户，通过储能系统降低基本电费的同时，再搭配峰谷差获利、用户自身优化运营，有可能实现盈亏平衡。文献［37］以每月每户用电费用最低为目标，对含风电工业用户进行储能优化规划，通过多路迭代粒子群算法获取工业用户的最佳储能规模与最佳充／放电策略；文献［38］以用户投资蓄电池回报率最大为目标，在计及储能系统节省用户容量电费与电量电费的基础上，建立了储能规划模型，并采用专家知识库规则与多步动态规划对模型进行求解，以此获取用户最优合同容量与最佳储能规模。为实现蓄电池在调节负荷时所节省的电费最大化，文献［39］利用动态规划法对储能运行策略以及规模进行优化。

4 储能应用模式

4.1 V2G 模式

V2G（Vehicle-to-grid）可实现电网与电动汽车间的双向能量流与双向通信，能够对电动汽车充放电进行有效管理。V2G 模式中，电动汽车含有储能与负荷双重属性。当电动汽车充电时，相当于电网的负荷；相反，电动汽车又可以作为电网储能单元，将自身电量输送至电网［40］。最大化利用电动汽车电池资源不仅可以增强电网的稳定性，还可增加其能量管理灵活性［41］。

日产公司2016 年在英国安装了8 台供内部员工使用的V2G 充电桩。此外，Enel 公司也于2016 年启动V2G 试点项目，并在英国建设100 台V2G 充电桩。美国西南研究院为开展大规模电动汽车充放电管理，2014 年推广V2G 集中管理控制系统，在电网频率远低于正常工作频率时，该系统可延迟电动汽车充电时间。同年，美国洛杉矶空军基地首次将V2G技术应用于军事领域。日本三大新能源车企（三菱、日产、丰田）均在研发并试点应用V2G 系统。丰田通商联合中部电力公司，在日本经济贸易产业省的补贴支持下，2018 年启动了丰田爱知县V2G 示范项目。

我国已在苏州、北京等地开展V2G 试点。国网江苏省电力公司2017 年在苏州工业园建设了60 台交直流充放电桩，通过控制中心与即插即用装置互动认证，成功获取负荷曲线与电网调度曲线，用户参与车—网互动具备条件。2018 年，苏州同里综合能源服务中心建成具备虚拟同步机功能的V2G 充电桩，车—网协同能力进一步增强。

4.2 虚拟电厂模式

虚拟电厂是指利用协调控制技术与双向通信技术，将储能单元、分布式电源及可控负荷整合为一个整体，通过协调优化调度，使其对外具有传统发电厂特征，并在保证系统稳定、安全运行的前提下，实现降低发电成本、优化资源利用、减少温室气体排放、提高新能源经济效益等目标。虚拟电厂能够聚合管理多种分布式发电机组，如光伏发电单元、风电机组、柴油机、小型水电、微型热电联产机组等，每种发电机组都具备自身特有的输出特性，因此需要实现各机组间的协调配合运行［42］。依据分时电价，虚拟电厂还可以调整可控负荷，利用储能充放电改变虚拟电厂输出，使其对电网呈现虚拟发电特性［43］。虚拟电厂内部的分布式发电机组资产并不一定归虚拟电厂运营商拥有。分布式发电机组与虚拟电厂运营商的关系主要为货币流分配、信息流共享与能量流调度。

虚拟电厂的关键技术主要包括协调控制技术、智能计量技术和信息通信技术。在协调控制上，虚拟电厂的控制对象主要包括各种分布式电源、储能系统、可控负荷以及电动汽车。聚合多种类分布式电源是虚拟电厂协调控制的重点和难点。在智能计量上，通过远程测量辖域内各单元的实时数据，实现虚拟电厂对分布式电源和可控负荷等的监测控制。在信息通信上，虚拟电厂需要双向通信，接收各单元状态信息，向控制目标输送控制信号［44］。

国际上，荷兰Power Matcher 项目采用集中代理方式聚合分布式电源，统一各代理出价，并将统一出价发送给拍卖代理。拍卖代理寻找均衡价格，将均衡价格反馈给所有代理，实现控制行为。欧盟FENIX项目对分布式电源并入大型虚拟电厂进行分级管理，实现分布式电源的优化运行。德国ProVPP 项目联合余热发电、风力发电、小型水电站、光伏发电、沼气发电及大型水泥厂、炼铝厂，利用统一的信息系统与能量调度系统，建成一体化电力供应机构。丹麦EDISON 项目采用虚拟电厂对电动汽车进行管理，通过集中控制实现电动汽车充放电优化调度。在国内，上海、河北、安徽等地的电网企业已开展虚拟电厂试点，通过聚合新能源、储能、用户侧资源，实现削峰填谷，提高电力系统运行灵活性和经济型。

4.3 共享储能模式

共享储能是在能源互联网背景下产生的储能运营新模式，具有分布广泛、应用灵活等优点，有利于提升电网调节能力和新能源消纳能力，已成为能源互联网框架中储能应用的重要研究方向［45］。常规配套储能项目一般服务于可再生能源电站，各电站的储能装置没有直接联系，商业模式简单，不利于储能经济运营。共享储能可将电源侧、电网侧、用户侧的储能装置协同为一个整体，共同为某一区域内的新能源电站和电网提供辅助服务［46］。参与交易的新能源电站在出力受限时，可将弃光、弃风电量存储到共享储能系统中，在可再生能源出力低谷或用户用电高峰时释放电能，如图2 所示。新能源和储能电站双方分摊交易电量收益，实现新能源发电企业和储能电站双赢。共享储能可提高储能设备利用率，促进可再生能源消纳，为区域电网提供坚强支撑，实现储能装置经济社会效益扩大化。2019 年4 月21 日至30日，国网青海省电力公司采取市场合约方式，组织3家新能源企业首次开展了共享储能调峰辅助服务交易试点。

图2 共享储能的运营模式

5 储能成本效益

现有研究大多集中于运营商收益获取模式，例如调频收益、低储高发获利、备用收益等。文献［47］、［48］ 分别建立10 MW／70 MWh 的钒电池与钠硫电池储能站混合整数非线性规划优化调度模型，采用代数模型系统对模型进行求解，获取储能最优运行策略，并基于储能总造价计算年收益率。文献［49］计及调频收入与低储高发获利，计算纽约1 MW／0.25 MWh飞轮储能站与1 MW／10 MWh 钠硫电池储能站在不同运行策略下的收益。文献［50］从调频收入、低储高发获利、延缓电网升级角度进行建模计算，分析几种蓄电池（镍镉、铅酸、钠硫、钒电池）储能技术的经济性。文献［51］利用DYNASTORE 软件计算地区电网中用于负荷调节、频率控制、旋转备用的蓄电池在不同规模下的经济效益，并对收益随储能规模变化情况进行了分析。文献［52］对法国电网中1 500 MWh压缩空气储能系统进行优化调度仿真，比较不同商业模式下的经济效益。

6 结论与建议

随着新能源大规模并网和电网峰谷差增大，储能技术在能源互联网发展中将拥有广泛的应用前景。从储能技术看，锂离子电池研发和应用已取得重大进展，在大规模储能领域有很好的应用前景。目前，磷酸铁锂电池具有电化学储能大规模应用可行性。抽水蓄能电站具有单机规模大、寿命长、单位投资小、安全性高、可提供转动惯量等优点，适合系统级应用，是目前电力系统应用最广泛的储能技术，但其地理条件受限程度大，环境影响较大，建设周期长。压缩空气储能电站装机规模较大、寿命长、单位功率投资相对较高、典型放电时间长、全功率响应时间为分钟级，其依赖储气室，目前主要利用岩穴和废弃矿井，对建设条件有一定要求，技术在初步成熟阶段。氢能由于其高能量密度、无污染，是未来能源的重要发展方向之一。目前“电—氢—电”转换效率低于锂离子电池，但技术成长空间较大，尤其在移动动力装置方面有优势。

在政策支持方面，一是扩大电力辅助服务市场主体，按照谁受益、谁承担的原则，建立新能源企业、电力用户等参与的辅助服务分担共享机制；二是制定新能源电站储能配置政策，明确新能源电站储能配置比例、容量，建立保障储能投资回收和稳健运营的机制；三是需要将电源侧和用户侧储能纳入电网统一调度，集合电源、电网、用户三侧的储能资源，为电力系统提供调峰、调频和紧急备用支持，服务新能源发展。

随着储能技术快速发展、单位造价逐步下降、相关配套政策日趋完善，预计电源侧储能可通过提高电源尤其是新能源利用率、峰谷分时电价、辅助服务费用补偿等方式实现投资回收和盈利；电网侧储能可采用共享储能等模式实现投资回收和盈利；用户侧储能可通过峰谷分时电价、辅助服务费用补偿、降低容量电费等方式实现投资回收和盈利。此外，储能在电力系统中的广泛应用，将进一步提升 “源网荷储”的协调互动能力，实现多能流系统的互联互补和协同优化，提高电网运行的安全性、灵活性和经济性，推动形成“清洁低碳、安全可靠、泛在互联、高效互动、智能开放”的能源互联网。