新能源场站配置储能收益测算与经济性研究

薛守凯 邱娜娜

摘要：新能源场站配置储能是能源发展的重要战略选择，是推动电力行业低碳化、节约化、清洁化、持续化发展，促进“双碳”目标高质量、高效率实现的重要举措。本文简要阐述新能源场站配置储能基本知识，就储能收益测算与经济性研究重要意义进行探究，介绍储能收益模式，针对“风电场+储能”“光伏+储能”等项目开展经济性分析并针对项目运营提出建议，以供参考。

关键词：新能源场站；储能；收益；经济性

DOI：10.12433/zgkjtz.20240719

新能源的开发与利用对解决当前环境污染和资源短缺问题具有重要意义。随着相关研究的不断深入，风电、光伏等新能源在电力领域得到广泛应用，成为促进电力系统转型升级、保障电力行业可持续发展的重要手段。截至2022年底新能源并网装机规模达到4.6亿kW，预计2025年将超过11亿kW，新能源参与电网有功功率控制、一次调频控制成为必然趋势。但新能源发电的间歇性、波动性、随机性对电力系统经济、稳定、安全运行带来挑战，增强新能源消纳能力、提高电力系统调峰水平势在必行。

新能源场站配置储能技术的提出，对解决新能源并网消耗问题，提高电力系统运行安全性、稳定性、经济性等具有重要意义。目前，关于新能源场站配置储能及其相关问题探究成为国内外学者关注热点。多数研究表示，发展新能源场站配置储能时，需要综合考虑功能定位、配置容量、投资成本等问题，做好收益评估与效益分析等工作，在保证储能基础功能有效发挥的同时，降低储能配置成本，确保项目开发的科学性和经济性。

一、对新能源场站配置储能的基本认知

（一）核心概念

新能源，又称“非常规能源”，是在新材料、新技术的应用下形成的可再生能源，例如，风电能、光伏能、洋流能、氢能、水电能、地热能等。新能源的开发利用已成为解决环境污染问题，改善能源日间短缺与需求不断增多矛盾，推动社会经济建设稳定、健康、长远发展的重要措施。目前，新能源电力产业发展迅速，风电机组、光伏组件等约占市场份额的70%。

新能源场站隶属电力系统，主要是指并入电力系统的风电场设备或光伏电站设备或其他以新能源为主的电场（电站）设备的集合。目前，我国风电装机容量、阳能发电装机容量均超过4亿kW，国网经营区内多个省份新能源发电成为主流，大型新能源场站数量高达6000个。“十四五”期间将保持快速发展趋势，加快构建新能源场站，持续提升装机规模。

储能主要是指利用介质、设备、技术等将能源有效储存，以待需求时释放应用。新能源场站配置储能按照实际需求，依据相关规定配置一定储能设置，进行新能源与新型储能协同发展与优化运行的过程。新能源场站配置储能在新能源发电消纳能力提升、电力系统运行安全保障、新能源发电设施利用率提高等方面表现出显著优势，已成为新时期下促进电力系统清洁化、绿色化、低碳化以及节约化转型升级的重要路径。

（二）驱动因素

风力发电、光伏发电、潮汐发电等在一定程度上存在不确定性，这与新能源具备规律性、随机性、波动性以及间歇性等特征相关。而新能源发电的不确定性在一定程度上对电力系统安全、稳定运行带来挑战。例如，调峰引起的运营管理问题，弃电引起的经济性问题等。新能源场站配置储能能在一定程度上提高新能源发电的可调控性，提高设备利用率的同时，减少系统成本；新型储能设施可在一定程度上承担主力电源责任，协助新能源机组进行资源调节；新能源场站配置储能可以提高新能源消纳能力，解决随机性、波动性带来的现货价格影响，改善新能源参与市场的盈利状况。因此，在新能源发电规模不断提升背景下，有必要配置储能，实现高比例新能源并网，促使电力系统安全、稳定运行。

（三）应用模式

随着新能源场站配置储能研究的不断深入，已形成多种应用模式，较常见的有以下几种：

第一，“风电/光伏+储能”。储能系统与风电/光伏发电系统并网运行，运行期间储能系统能将风电/光伏发电系统产生的多余电能储存，待风电/光伏发电系统无法满足电力供应需求时，释放电力，一方面，减少弃风弃；另一方面，保证电力系统稳定运行。

第二，多能互补模式。常用于大型综合能源基地，能将风能、电能、水能、火能等各种能源科学、有效存储，优化电站能源存量，提高电站一次调峰控制能力，解决弃电问题。

第三，微电网模式。通过微电网能量管理系统或智慧能源管理系统进行多种能量存储，既可独立运行，也可与电网并网运行，适用于多种经营模式，可实现对能源的集中式、分布式和一体化管控。

第四，“分布式光伏+储能”。以系统叠加方式构建，灵活性、可调节性较强，可提高光伏发电并网运行稳定性，提升光伏自发自用率，降低电网局部故障对电力系统的影响。

二、收益测算与经济性研究的重要意义

新能源场站配置储能过程中需要明确储能配置应用场景、应用模式、技术条件、技术类型、效益目标、控制策略、优化模型、配置效果等。目前，新能源场站配置储能常用方法主要有时序运行仿真法、确定性配置法、场景分析法、随机规划法、鲁棒优化规划法、原理推导法以及多配置方法联合应用法。储能配置方法不同，配置效果的侧重点也不同。就时序运行仿真法而言，侧重于提高新能源消纳能力。但无论是采用哪种配置方法，均要考虑配置方案的经济性。有学者通过经济性分析提出季节性储能容量优化配置方案，促进新能源发电综合效益提升；有学者以“分布式光伏+储能”为背景，进行新能源场站配置储能收益测算，确定模式的有效应用，可获取较好收益，可满足大部分地区新能源场站发展的需求。

三、储能收益测算方法分析

（一）测算方法

我国新能源发电以风力发电与光伏发电为主，在新能源场站配置储能收益测算与经济性分析过程中以“风电+储能”“光伏+储能”项目为主，可量化收益模式主要有两种：第一，通过减少弃电获得收益；第二，通过参与辅助服务市场获得收益。现确定储能配置方法为时序运行仿真法，技术新目标以新能源消纳能力提高为主，考虑到储能投资与运用效果，進行收益测算。

1.基于减少弃电获益模式的测算分析

针对新能源间歇性、规律性等特征，有效储存弃风弃光阶段能量，待需要时释放电力，获取收益。在对该收益测算时，具体操作如下：

第一，配置规模优化与确定。在其他条件一定情况下，需要全面与准确获取新能源利用率（R）、新能源发电系统弃风或弃光电量（Qf或Qg）。构建基于时序运行的仿真模型，添加储能规模（Cx），计算Cx条件下的R、Qf或Qg，不断调整Cx值，当R达到95%以上时，此时的Cx值为最优配置规模。

第二，减少弃电收益确定。以风能为主的风电场，减少弃风电量计算公式为，因减少弃风电量而获得的收益为。以太阳能为主的光伏电场，减少弃光电量计算公式为，因减少弃光电量而获得的收益为。为配置储能后储能系统充放电系数，一般可其90%，与分别表示风电、光伏并网电价。在确定储能配置规模后，了解储能系统年放电电量（）后，可根据公式确定度年收益（）。

2.基于参与辅助服务市场获益模式的测算分析

高比例新能源并网需要分摊煤电调峰费用，且分摊费用受发电量影响较大。配置储能后，储能系统参与煤电调峰辅助服务市场，带来一定收益。在对该收益测算时，具体操作如下：

第一，不配置储能条件下，深度调峰时段、深度调峰费用、新能源场站调峰分摊费用计算。首先，收集电力系统运营历史资料，了解不配置储能时煤电调峰情况，确定煤电调峰时间段。其次，计算调峰时间段煤电调峰电量（符号Em表示），了解区域调峰辅助服务交易价格（P），计算调峰辅助服务费用（Em×P）。此外，根据风电场与光伏电厂的发电情况，确定调峰分摊费用，公式分别为与，式中与分别表示调峰时段风电与光伏的发电量。

第二，配置储能条件下，深度调峰时段、深度调峰费用、新能源场站调峰分摊费用计算。首先，确定新能源场站储能配置规模，掌握煤电参与调峰下与不参与调峰时煤电发电情况，掌握配置储能下调峰时段。其次，根据公式Em－1×P计算深度调峰费用，联合储能系统充电情况计算减少关口发电量与调峰服务分摊费用，即，。

第三，参与辅助服务收益计算。“风电场+储能”项目中，参与辅助服务收益为，“光伏+储能”项目中，参与辅助服务收益为。如果储能系统放电电量为，新能源场站配置储能模式下的度电收益。

（二）实证分析

某省预计2025年新能源发电装机容量超过4900万kW，

风力发电≥2600万kW，光伏发电≥2400万kW。通过资料采集與整理，发现新能源利用率不足93%，弃风电量与弃光带电量在45亿kWh以上与47亿kWh以上。要想提高新能源利用率，需要保证新能源场站储能配置规模在640万kW以上，弃电量减少40%～60%。

在减少弃电获益模式下，假设风电并网电价为0.47元/kWh，光伏并网电价为0.49元/kWh，

＞17亿kWh，＞21亿kWh，经预算前者获益＞7亿元，后者获益＞9亿元。如果风电场充放电电量＞38亿kWh，光伏电站充放电量＞46亿kWh，储能系统度电收益均达到0.4元/kW及以上。储能配置过程中，要想满足配置合理性需求，需要根据风电场、光伏电站装机情况进行配置规模计算。如果风电场装机规模为2600万kW，光伏发电装机规模为2400万kW，分配不低于640万kW的储能，最佳配置为风电场按照10%装机规模配置，光伏电站按照15%装机规模配置。

在参与辅助服务市场获益模式下，相关资料整理与统计显示，储能配置前后煤电调峰电量分别在70亿kWh与42亿kWh以上；全网深度调峰费用分别在22亿元与13亿元以上，月减少9亿元；调峰时段减少关口发电量约为116亿kWh；新能源场站配置储能后，减少调峰分摊费用约为9亿元。如果储能系统年放电电量＞40亿kWh，度电收益在0.15～0.30元/kWh之间。

四、经济性与运营模式分析

经济性分析需要考虑的因素众多，包括储能配置收益、储能系统建设成本、储能系统使用寿命、项目经营与维修费用等。从储能配置收益角度看，新能源场站配置储能可减少弃电，参与辅助服务市场时能在一定程度上分摊深度调峰费用，其中风电场配置储能后综合度电收益超过0.6元/kWh，光伏电站综合度电收益超过0.5元/kWh。从储能系统建设成本角度看，涉及设备与材料费用、人工费用、城市维护建设费用、安装与运输费用等。基于经验总结，发现储能系统建设成本占项目总成本的80%以上，结合实例具体情况，确定储能系统建设成本在1.6元/Wh以上。从度电成本角度看，“风电场+储能”2025年装机容量2600万kW，按10%配置储能，储能系统年放电电量＞18亿kWh，储能系统使用寿命为10年、15年、20年时，度电成本分别在0.62～0.78元/Wh、0.42～0.52元/Wh、

0.31～0.39元/Wh；“光伏+储能”2025年装机容量2400万kW，按15%配置储能，储能系统年放电电量＞22亿kWh，储能系统使用寿命为10年时度电成本为0.61～0.78元/Wh，使用寿命15年时度电成本为0.41～0.52元/Wh，使用寿命20年时度电成本为0.32～0.39元/Wh。“风电场+储能”三个寿命阶段的度电收益率在－11%～99%之间，“光伏+储能”三个寿命阶段的度电收益率在－25%～87%之间，均呈现使命寿命越长、度电收益率越高的特征。

五、结语

“新能源+储能”已成为新能源电力行业发展主流趋势，在新能源并网安全、经济运行中表现出较强优势。但在发展“新能源+储能”项目时，为确保储能配备合理、科学、有效，需要做好收益预测与经济性分析工作。上述研究采用时序运行仿真工具计算储能配置最优容量，并在此基础上进行收益评估。经算例分析，确定该方法可行、有效，并显示：第一，风电场与光伏电站储能配备在10%与15%时，可获取较好弃电减少效益；第二，新能源场站配置储能度电收益可达到0.5元/kWh以上；第三，储能系统使用寿命越长，项目盈利性越高；第四，“新能源+储能”项目开展构成中，需要根据自身实际情况合理选择运营模式。

参考文献：

[1]齐彩娟，车彬，杨燕，等.考虑新能源消纳与储能参与调

频的共享储能主从博弈鲁棒定价方法[J].中国电力，2023，

56（08）：26-39.

[2]李江涛.氢储能技术在双碳模式下的社会经济及环境效益评估[J].中国新技术新产品，2023（16）：142-145.

[3]孙瑜歌，丁涛，黄雨涵，等.高比例新能源电力市场不同

发展阶段划分及形态结构演进[J].高电压技术，2023，49

（07）：2725-2743.

[4]尹航，汤建方，张继，等.电力现货市场中新能源—光热联合发电系统的储热系统容量优化配置[J].储能科学与技术，2023，12（09）：2842-2853.

[5]何耿生，陈晖，张世旭，等.储能提升高比例新能源基地低碳—经济—可靠性能的效益分析[J].南方电网技术，2023，10（09）：1-11.