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电网功能替代性储能替代效果评估和政策机制研究

胡静1, 黄碧斌1, 孟子涵1, 李娜娜1, 吉喆2

（1. 国网能源研究院有限公司, 北京 102209; 2. 国网山西省电力公司经济技术研究院, 山西 太原 030002）

  摘要：近年来，国家持续出台政策支持新型储能发展，新型储能进入发展快车道。作为重要的应用形式，电网功能替代性储能可在电力系统中发挥替代或延缓电网输变电设施建设等作用，国家政策明确支持电网功能替代性储能发展，提出探索纳入输配电价疏导成本。目前电网功能替代性储能处于探索起步阶段，相关政策管理机制尚不成熟。厘清电网功能替代性储能的界定范围，提出电网功能替代性储能替代效果评估方法，并开展典型案例分析论证，提出在电力市场发展不同阶段下电网功能替代性储能的成本疏导机制，并形成有关政策建议，推动电网功能替代性储能有序发展和高效利用。

  引文信息

  胡静, 黄碧斌, 孟子涵, 等. 电网功能替代性储能替代效果评估和政策机制研究[J]. 中国电力, 2023, 56(8): 10-16.

  HU Jing, HUANG Bibin, MENG Zihan, et al. Research on alternative effect evaluation and policy mechanisms of grid-side functional alternative energy storage[J]. Electric Power, 2023, 56(8): 10-16.

  引言

  在国家政策大力支持下，中国新型储能已在电力系统各个环节开展应用，部分项目已进入商业化运行阶段。随着储能的技术经济性不断提升，在一些应用场景下储能建设可达到替代电网输配电设施的效果，发挥解决基本供电问题、延缓输变电升级改造需求、提升电网供电能力、提升应急保障能力和供电可靠性等作用[1-3]。国家政策明确支持电网功能替代性储能发展，提出研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收[4-5]。

  目前国内外诸多学者对电网侧储能[6-9]、储能经济性分析[10-14]和储能政策机制[15-18]开展了相关研究，但电网功能替代性储能还未开展规模化建设，相关研究也处于定性论证阶段[19-20]。目前电网功能替代性储能健康有序发展还面临如下几个问题。1）典型场景的界定范围和准入标准不明确；2）替代效果评估方法尚未形成共识，缺乏典型案例；3）成本疏导机制尚未落地，缺乏配套管理机制，迫切需要深化围绕相关关键问题开展研究。

  本文首先从功能作用、准入标准等方面提出电网功能替代性储能的界定范围，基于典型应用场景提出电网功能替代性储能的替代效果评估方法，并开展经济性量化研究，研究提出适用于中国国情的电网功能替代性储能成本疏导政策机制，研究结论可为中国电网功能替代性储能的发展落地和政策机制制定提供决策支撑。

  1 电网功能替代性储能的界定

  1.1 技术作用和应用场景

  新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现“碳达峰、碳中和”目标的重要支撑，是战略性新兴产业的发展重点。储能具有发电、系统调节、电网等多方面功能，且可以实现多时段、多功能复用。发电功能包括平抑新能源出力波动、跟踪出力曲线和辅助无电地区供电；系统调节功能包括调峰平衡、顶峰调节、调频和调压；电网功能包括输配电容量替代和供电质量提升。

  电网功能替代性储能是指以实现电网功能为主的储能。需要注意的是，电网功能替代性储能与以接入位置来定义的电网侧储能概念不同，电网功能替代性储能都是电网侧储能，但不是所有电网侧储能都是电网功能替代性储能。电网功能替代性储能应作为电网建设、实现电网功能的一种技术选择，视为电网重要电气元件，纳入电网规划，与其他电网输配电设施进行技术经济性方案比选后，论证建设可行性。

  分层级梳理形成电网功能替代性储能应用场景，可分成输配电容量替代和供电质量提升两大类，如表1所示。1）输配电容量替代，主要指变电容量和输配电容量的替代，解决站址和走廊资源紧张、临时性负荷明显灾害应急供电等问题；2）供电质量提升，主要指实现电压支撑和提升电网供电可靠性等，包括在电网末端、配电网薄弱、新能源高渗透率接入等地区或重大场合保电情况，通过配置储能，提升电压支撑能力和电网供电质量。

表1 电网功能替代性储能应用场景界定

Table 1 Application scene definition of grid-side functional alternative energy storage

  1.2 准入条件

  电网功能替代性储能项目的准入主要指在前期核准备案阶段明确相关的条件和标准，作为界定的依据。电网功能替代性储能准入条件需从政策标准、应用场景、技术类型等方面，结合准入评估体系指标进行判断。总体准入原则应包括：1）项目应符合国家和地方政策以及相关技术标准要求；2）项目应以替代电网功能为主；3）项目技术类型应综合考虑发展阶段、技术安全性等因素。

  可以建立电网功能替代性储能准入评估指标体系，作为准入参考，但不同应用场景下准入评估指标设置的权重应有所不同。评估指标包括功率与最大负荷之比、能量与用电量之比、电压偏差合格率、缓解设备重过载比例、缩短用户停电时间、响应速度等，如表2所示。

表2 电网功能替代性储能准入评估指标

Table 2 Access evaluation index of grid-side functional alternative energy storage

  2 电网功能替代性储能替代效果评估方法

  2.1 替代效果评估方法

  针对季节性或临时性负荷增长、站址资源紧张、农村电网大量接入分布式新能源等典型情况，通过技术经济性比较，若达到同等供电效果情况下，储能投资全寿命周期成本小于电网建设成本、改造升级成本，可考虑利用新型储能解决局部地区的输配电容量或供电质量问题，替代或延缓输配电投资。

  评判电网功能替代性储能项目是否可行需要分析电网功能替代性储能的替代效益，考虑到储能、电网设施项目的寿命周期不同，因此采用费用年值进行对比，评判电网功能替代性储能方案是否可行。

  2.2 典型案例分析

  1）季节性、临时性负荷增长场景案例分析。

  以制茶业兴盛的黄山地区某茶区供电线路为例，线路负荷具有明显的季节性变化特点，某10 kV线路具有1.2 MW供电能力，全年负荷超出1.2 MW的时间集中在4月中下旬，持续时间13天，每日超负荷约2 h15 min，全年超负荷时长一般不超过30 h。

  线路改造方案为：满足超出的0.2 MW负荷供电，按照扩能1条2 km 10 kV线路、扩容2台配电变压器设计，线路负载设计方案按10年增长至变压器85%负载率考虑，配电网年运维费用按照初始投资的1%考虑，项目建设静态总投资约122万元。

  电网功能替代性储能方案为：满足超出的0.2 MW负荷供电，按照储能每天满负荷放电2.5 h，满足日高峰负荷时长，需要配置储能容量500 kW·h，功率200 kW，转换效率90%，移动式储能车造价一台为50万元，使用寿命按照10年考虑，年运维费用按照初始投资的0.5%考虑，项目建设静态总投资约206万元。

  案例结论分析：2种方案都按照20年进行费用年值测算对比，基准贴现率取4.5%，线路扩容改造设计生命周期内费用年值为9万元，替代性储能项目系统费用年值为14万元。案例结果显示，对于季节性、临时性用电负荷地区供电，仅考虑每年应对季节性负荷的单一应用场景下，采用替代性储能项目方案经济性通常不如线路改造。当储能多使用场景使用时，储能替代相同规模电网工程的个数大于2个，投资替代性储能项目便具备经济性。当将替代性储能项目做成移动式储能车形式时，可应用于多种场景以代替电网工程投资，比如季节性负荷+春节返乡+保电+应急供电+鱼塘增氧等。

  2）站址和走廊资源紧张场景案例分析。

  以某市10 kV电压等级延缓电网投资建设项目为例，当某城市线路因日尖峰短时负荷过载需进行区域电网补强，但受线路廊道资源紧张等因素制约，无法及时投运电网工程以保障负荷供应时，考虑先投运储能设备作为过渡延缓效用。假设每日线路负荷超出1.2 MW的持续时间为1 h，最大负荷日负荷为1.4 MW，超过线路输送能力0.2 MW。近期为保障用户用电需求，优先选择储能设备作为保障性电源，应用3年后，最大负荷约达到线路输电容量50%时，通过新建电网工程进行电力保障。尖峰负荷发展按照年均增长率0.1 MW、时长增长0.5 h考虑。

  线路改造方案：当前须解决峰值0.2 MW负荷，按照扩能1条2 km 10 kV电缆、扩容2台配电变压器计算，配电网年运维费用按照初始投资的1%考虑，项目建设静态投资约226万元。

  电网功能替代性储能方案（延缓方案）：考虑采用储能设备解决3年内波动负荷问题，当前需解决峰值0.2 MW负荷，为满足不断增大的日高峰负荷时长，考虑配置储能容量200 kW·h（考虑了30%的预测偏差容量需求），功率100 kW，转换效率90%，年运维费用按照初始投资的0.5%考虑，项目建设初始投资约31.5万元。

  案例结论分析：原始线路改造方案中电网改造升级投资费用年值33万元，延缓周期内采用储能设备方案费用年值4万元，延缓方案中电网改造升级投资费用年值26万元。案例结果显示，对于站址和走廊资源紧张地区供电，采用储能方案通常比线路改造方案具有技术经济可行性。随着延缓年限的增大，所需配置的储能容量同比增大，将增大储能初期投资从而降低了储能方案的经济性。

  3）农村电网大量接入分布式新能源场景案例分析。

  选择河北某村低压配电网为案例，该村共有4台公用配变，主变容量为（3×100+200）kV·A；共有居民160余户，允许安装的总装机容量为306 kW。该配电网算例下分布式光伏接入渗透率比较高，达到135%。

  电网改造和安装储能都是电网提高分布式新能源接纳能力的备选技术措施，具体改造方案需要以总成本最小为目标优化确定，这需要对配电网开展稳态分析和运行策略优化。采用国网能源院自主设计开发的配电系统分析和优化软件（DSAP）开展量化分析，如果不进行电网改造和建设储能，全年8760 h中有764 h存在电压越限或反向设备过载问题，时段占比为8.7%，需要对分布式光伏发电出力进行限制，限制电量占比为10.04%。

  考虑电网改造和安装储能2种措施，不允许限电，开展不同方案的成本投入对比研究，分析结果如表3所示。

表3 储能减少分布式发电接入引起的电网改造成本的案例测算

Table 3 Case study of energy storage reducing power grid reconstruction cost caused by distributed generation access

  案例结果显示，对于农村电网大量接入分布式新能源，建设储能可以减少电网改造成本。在实际应用中需要对储能位置、容量以及电网改造策略进行协同优化，不同方案下成本相差较大。从经济性上考虑，储能选择时偏向小容量、短时间。

  综合以上典型案例分析，由于中国电力整体处于中速增长阶段，配电网设施服役年数一般在20～30年，按照满足相同规模、同等时长负荷供电需求来看，储能需要更换2次才能达到配电网建设的效果，投资成本较高，因此，新建或扩建输配电设施仍然是解决负荷供电的主要手段，现阶段电网功能替代性储能技术经济性水平还难以广泛取代输变电设施，但在一些特殊场景下，通过技术经济论证可具有一定可行性。

  3 电网功能替代性储能成本疏导机制

  电网功能替代性储能的成本疏导机制整体还处于探索研究阶段。

  从国外来看，美国和欧洲对包括电网功能替代性储能在内的电网侧储能的身份认定和监管政策还不明晰，成本疏导机制还在实践探索阶段。欧洲电网侧储能成本疏导机制可划分为3大类：电网运营商拥有资产并获得成本定价补偿；电网运营商拥有资产并获得成本定价和电力市场双重补偿；第三方拥有资产并获得成本定价和电力市场双重补偿。美国加州独立系统运营商CAISO初步设定了3种电网侧储能成本疏导机制：通过输电电费获得固定的回报；通过输电电费获得相对较少的回报，但允许通过电力市场获取额外的回报；通过输电电费及电力市场两个渠道获取费用，但通过电力市场获取的回报需要储能系统所有者和纳税人进行分成。

  从中国来看，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》首次提出“研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”。《“十四五”新型储能发展实施方案》提出“科学评估新型储能输变电设施投资替代效益，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”。

  结合国外采用的成本疏导机制实践探索以及中国国情，考虑到电网主业购买储能服务面临价格标准难以公允界定、电网功能替代性储能需要与电网设施统一规划等问题，电网功能替代性储能现阶段应暂仅由电网主业负责投资建设。成本疏导机制可以按照电力市场发展的不同阶段，采用全额纳入输配电价机制、优先市场获益并由输配电价补齐机制、输配电价给予固定额度之后参与市场获益机制，基本概念见图1。经过综合比选，建议现阶段采用全额纳入输配电价回收，不参与电力市场进行获益，但需要实行“严准入、强监管”。

图1 3种电网功能替代性储能成本疏导机制示意

Fig.1 Three kinds of grid-side functional alternative energy storage cost dredging mechanisms

  4 建议

  电网功能替代性储能在新型电力系统构建中将发挥重要作用，对于该类项目的界定、规划、价格机制、监管、过程管理、示范建设等方面需要全方位进行规范，做到物尽其用，发挥最佳经济社会效益。就电网功能替代性储能规范发展，提出相关政策建议。

  1）明确界定范围和准入标准，制定顶层实施方案。从国家政策层面明确电网功能替代性储能的定义、应用场景、投资建设主体责任、各环节审核责任主体。按照安全第一、稳妥推进、依法合规、效率效益的原则，制定电网功能替代性储能推进实施方案。

  2）将电网功能替代性储能视为电网重要电气元件，纳入电网规划，并与能源电力规划衔接。以提升电网输配电容量和供电质量为目标，统筹安排电网功能替代性储能发展规模、建设布局、投产时序，纳入电网规划后，经履行认定程序后纳入地方能源电力规划。

  3）加快电网功能替代性储能价格政策落地，将电网功能替代性储能成本纳入输配电价回收。将电网功能替代性储能纳入输配电价核价范围，计入有效资产，制定认定标准和认定程序，开展投资替代效益评估。

  4）强化电网功能替代性储能准入评估和后评价机制，验证替代效益。从安全效益、经济效益、社会效益等角度进行综合衡量，进行科学规划和综合方案比选论证。通过项目实际运行状态数据分析，开展实施效果评估，支撑核定成本评估。

  5）建立健全电网功能替代性储能管理体系，明确各方责任界面。由电网主业负责投资建设电网功能替代性储能项目，经履行认定程序并获准通过纳入输配电价回收成本后，将其纳入电网基建投资计划，按照电网基建项目进行管理，加强统一运维、统一调度管理，强化全过程安全管理。

  6）稳妥开展电网功能替代性储能示范应用。在能够通过输配电价疏导的条件下，通过技术经济比较，因地制宜在站址和走廊资源紧张地区、电网末端、配电网薄弱及新能源高渗透率接入等地区开展试点建设。在市场建设成熟阶段，开展多收益模式机制试点示范。