新型储能投资与独立储能电站收益分析

为实现双碳目标，未来新增电源将以风电、光伏等新能源为主，预计2030年前后，新能源发电装机将达到16-17亿千瓦，届时将取代煤电成为我国装机规模最大的电源，预计2050年前，新能源装机规模将超过40亿千瓦，发电量占比接近50%。

储能必要性一时间

随着新能源比重提高、常规火电机组比重下降，系统整体转动惯量降低，新型电力电子设备应用比例大幅提升，极大地改变了传统电力系统的运行规律和特性，电力系统安全稳定运行挑战日益严峻。

储能必要性一空间

未来新能源+储能应用场景将更加广泛，包括利用“风光水火储”一体化模式支撑高比例新能源基地外送、建设系统友好型新能源电站、构建分布式供能系统促进分布式新能源就近消纳等，新能源的开发与储能结合将越来越紧密。

储能技术路线概述

储能布局预测

·“十四五”期间，在西部新能源富集地区布局电源侧新型储能，重点布局在内蒙古、新疆、青海、甘肃、四川、云南等区域

·在中东部负荷中心地区，以源网荷储模式布局一批电网侧和用户侧新型储能，重点布局在京津冀、长三角、粤港澳大湾区等区域

·在西藏、青海等地区结合分布式新能源将布局一批新型储能，重点解决独立供电问题。

今后，储能将作为独立市场主体参与辅助服务市场，探索建设共享储能！

“十二五” “十三五”期间中国抽蓄的主要政策

“十四五”储能发展规模及布局

抽水蓄能发展布局

目前，在建抽水蓄能电站规模5500万千瓦，约60%分布在华东和华北。中长期，一方在“三北”地区抽水蓄能布局；另一方面，结合负荷中心调峰面将服务新能源大规模发展和电力外送需要，加大东、浙江、及系统安全稳定运行需求，中东部重点在河北、山安徽、河南、湖南、湖北、广东和广西等地区布15400局一批抽水蓄能项目。

抽水蓄能技术路线

推动700米及以上水头和单机容量40万千瓦级抽水蓄能机组实现国产自主化。因地制宜发展中小型抽水蓄能，开展小微型抽水蓄能技术与分布式发电结合研究。探索推进梯级水电站储能，依托常规水电站增建混合式抽水蓄能，推进示范项目建设并适时推广。

压缩空气储能技术介绍

压缩空气储能 (CAES)：压缩空气储能系统是基于燃气轮机技术发展起来的一种能量存储系统。

世界第一座压缩空气储能电站——德国汉特福商业化压缩空气储能电站

世界第一座压缩空气储能电站——德国汉特福商业化压缩空气储能电站，1978年投入商业运行，，目前仍在运行中。

机组的压缩机功率60MW，释能输出功率为290MW，系统将压缩空气存储在地下600m的废弃矿洞中，矿洞总容积达31万m3，压缩空气的压力最高可达10MPa。机组可连续充气8h，连续发电2h。冷态启动至满负荷约需6min，在25%负荷时的热耗比满负荷高211kJ，其排放量仅是同容量燃气轮机机组的1/3，但燃烧废气直接排入大气。

该电站在1979-1991年期间共启动并网5000多次，平均启动可靠性97.6%，平均可用率86.3%，容量系数平均为33.0%～46.9%。

世界第二座压缩空气储能电站——美国阿拉巴马商业化压缩空气储能电站

美国Alabama州的McIntosh压缩空气储能电站，世界第二座压缩空气储能电站，1991年投入商业运行。其储气洞穴在地下450m，总容积为56万m3，压缩空气储气压力为7.5MPa。该储能电站压缩机组功率为50MW，发电功率为110MW，可以实现连续41h空气压缩和26h发电，机组从启动到满负荷约需9min。该机组增加了回热器用以吸收余热，以提高系统效率。

该电站由Alabama州电力公司的能源控制中心进行远距离自动控制。1992年储能耗电46745MWh，净发电量39255MWh。

飞轮储能的基本构成与工作原理

飞轮储能产品风电一次调频应用案例

国内外研究现状

根据重力储能的储能个质和落差实现路径的不同，本文将重力储能分为以下四类：

全钒液流电池原理图

厂房布置

受用地限制，结合储能电站的容量。车间采用多层布置：

一层：布置电解液罐

二层：布置电池电堆

顶层：设备平台布置了预制舱式的PCS

220kV配电装置及主变压器布置在一层厂房内。

主要设备的布置

安全防护——钒液流电池储能电站的设计关注点

1MWh 钠离子电池储能系统示范案例

系统概况

本项目在中国科学院A类战略性先导科技专项 “大规模储能关键技术与应用示范项目”的支持下， 2021年6月28日，中科海钠联合华阳集团在山西 太原综改区联合推出了全球首套1 MWh钠离子电 池储能系统，并成功投入运行。

该系统以钠离子电池为储能主体，结合市电、光伏和充电设施 形成微网系统，可根据需求与公共电网智能互动。本项目储能系统为 1 MWh 低压直挂系统，经用户0.4 kV母线并入配电线路，可供厂区生产、生活用电及充电桩供电等。

系统为仓储式集装箱储能系统，采用分仓设计，分电气仓及电池仓，电气仓 内集成储能变流器、配电柜、控制柜、消防主机和 EMS 能量管理系统，其中储能逆变器采用双级拓 扑模块化PCS，16个30 kW模块，分为两个机柜， 每个机柜 8 个模块，共组成 480 kW 储能变流器；电池仓由16个电池簇组成，每个电池簇由8个电池 插箱和1个高压箱组成，总配置容量1.1MWh。

本项目储能系统通过一路出线接入0.4 kV电压 母线，系统整体架构如图所示：

储能单元拓扑

双级拓扑模块化PCS，16个30kw模块分为两个机柜每个机柜8个模块，共组成480kW储能变流器，可以实现电池簇单簇管理和交流并联，避免电池簇直流侧环流引起的风险，同时提升系统容量发挥。储能系统配置就地监控系统，负责对整个储能系统进行能量管理和监测控制，并负责与厂区微网管理系统通信实现数据传输和能量管理。

运行情况简述

本项目自2021年6月28日投运以来，执行削峰填谷策略，每日一充一放，充放电深度100%DOD，运行稳定。运行期间按照GB/T36548-2018《电化学储能系统接入电网测试规范》对其进行性能测试测试结果表明，系统交流侧平均充电电量1137.41kWh，平均放电电量957.87kwh，综合运行效率为84.2%。

锂离子储能电池发展趋势（参考宁德时代）

系统级循环寿命，8000次，2022年

系统级循环寿命，12000次，2026年

系统级循环寿命，15000次，2028-2030年

建设规模

本储能项目一期的储能系统建设规模为331.2MW/714.24MWh，储能系统采用磷酸铁锂电池；

本期建设一座500kV升压站；

本期建设用地总面积为3.23h㎡，建筑面积25170㎡，包括1幢行政楼，1幢配电装置楼，6幢电池楼，以及站区构筑物和消防设施等。

投资估算

本储能站项目静态投资为159934万元，单位造价为2239元/kWh；动态投资为162909万元，单位造价为2281元/kWh。

其中：

储能系统投资128563万元

建筑工程投资为18197万元

升压站设备费为5048万元

安装工程费为2392万元

主要技术经济参数：其他经济参数

容量补偿收益（或者容量租赁）

•根据政策编制趋势，储能容量每月可获得约30元/千瓦的容量补偿费用，据此测算得出年均容量补偿费用为11923万元。

深度调峰收益

• 在补偿标准方面，考虑最新发布的两个细则有效期为5年，补偿标准采用每五年退坡的方式进行测算，退坡梯度分别为0.792元/kWh、0.5元/kWh、0.3元/kWh、0.0999元/kWh。

• 在深度调峰次数方面，独立储能电站的深度调峰启动条件不明确，就实际需求情况而言，至少全年七个节假日以及52个双休日的周天可视为深度调峰需求，共63天，同时可考虑7天的极端天气情况，即全年深度调峰次数至少可考虑70天。

• 基于此，本项目依据全生命周期深度调峰次数的情况制定高、中、低三个方案，年均收益分别为5326万元/年、2968万元/年、1765万元/年。

电力现货市场收益

•电力市场中，独立储能可通过峰谷价差获取充放电收益。在计算收益过程中，充放电价仅考虑现货价差，不考虑中长期锁定作用，具体根据2020年8月、2021年5月、2021年11月至2022年3月23日的日前市场价格情况进行统计。

•结果显示，在两充两放的情况下，平均充电价为0.3709元/kWh，平均放电价为0.6346元/kWh，价差为0.2636元/kWh。

一次调频

• 根据历史数据，以转差率1%测算一次调频收益。项目日均一次调频收入为1.82万元/日，年均一次调频收益为600.19万元/年。

成本分析

• 运维费用：储能单位运维成本取0.0448元/Wh，年均运维成本为3199万元/年。

• 技改费用：项目于第十一年更换电池，电芯价格取0.5元/Wh，即3.57亿元

主要经济结论

• 在不同深度调峰技术方案下，“高-中-低”方案的全投资收益率分别可达到8.46%（高）、6.14%（中）、5.04%（低）；

•高方案可达到基准收益率8%的要求；

•低方案亦能实现5.04%的全投资收益率，资本金收益率达6.25%；

敏感性分析（敏感因素上下浮动10%的波动）

• 对静态投资最为敏感，变化幅高达20.32%；

• 峰谷价差次之，收益率约上下波动6%；

• 运维费率影响较小，收益率约上下波动0.26%。