南省在全国率先出台支持共享储能电站的支持性政策，随着新能源的发展，其它省份已开始陆续出台相应政策。

本文以湖南长沙电池储能电站示范项目为例，分析投资收益和成本、运行等情况。

湖南长沙电池储能示范工程初期总投资金额为3.31亿元， 由国网湖南省电力有限公司全资子公司国网湖南综合能源服务有限公司投资建设。总规模为6.0 万千瓦/12 万千瓦时，分别在220 千伏榔梨、延农、芙蓉变电站内空地建设储能站。该工程于2018 年10 月18 日开工建设，2019 年3 月正式投入运行， 统一纳入调度计划管控，参与长沙电网调峰填谷，在迎峰度夏、度冬期间等用电紧缺时段提供有效电力支撑， 极大地缓解了电力供应能力不足的问题。

1、长沙电池储能电站建设成本情况

示范工程采用“电池本体租赁，其他设备采购”方式投资建设，电池本体储能系统由电池厂家建设，提供租赁服务，资本金额2.14 亿元；非电池部分，涵盖工程建设、交直流转换（PCS）成套设备采购、能量控制系统成套设备（EMS）采购等，由国网湖南综合能源服务有限公司投资建设，资本金额1.17 亿元；土地使用成本暂由国网长沙供电公司承担，不纳入储能站的建设成本。芙蓉、榔梨、延农3 座储能站初期投资建设成本统计如下：

（1）室内2.6 万千瓦/5.2 万千瓦时芙蓉储能站初期投资建设总成本为14935 万元， 相应的储能系统成本约2735 元/千瓦时、电池成本约1648 元/千瓦时；储能电站4000 次循环运行全寿命周期内， 度电成本预估为1.0462元/千瓦时， 其中度电成本包含全寿命周期内建设成本、运行成本、运行电量损耗费用及运维成本。

（2）户外2.4 万千瓦/4.8 万千瓦时榔梨储能站初期投资建设总成本为12499 万元， 相应的储能系统成本约2010 元/千瓦时、电池成本约1423 元/千瓦时；储能电站4000 次循环运行全寿命周期内，度电成本预估为0.94444元/千瓦时。

（3）户外1.0 万千瓦/2.0 万千瓦时延农储能站初期投资为5595 万元，相应的储能系统成本约2664 元/千瓦时、电池成本约1642 元/千瓦时；储能电站4000 次循环运行全寿命周期内，度电成本预估为1.0155 元/千瓦时。

2、储能电站运行情况

示范工程自投产运行以来，保持安全平稳运行，调度指令执行完成率100%。站内BMS、PCS、EMS 三大功能系统运行状态良好，运行状态信息、指令分析、信号处理高效畅通、准确性高，具备良好的同步性和协调性，电池、PCS等关键设备运行电流、电压、温度均在安全稳定范围内。为确保储能电站安全， 国网湖南综合能源服务有限公司作为运维主体方， 以劳务外包模式委托具有丰富运行经验的储能系统集成商进行运维，按有人值班方式，采取7×24 小时不间断值守，负责储能站日常巡视、操作、维护和应急，以及站内消防值守等工作。

储能电站参与了电网削峰填谷， 充电时段分别为03:30—05:30 和13:30—16:30， 放电时段分别为10:00—12:00 和18:00—21:00。截至2020 年10 月，芙蓉、榔梨、延农储能站已持续安全平稳运行490 天，累计充、放电量分别为7182 万千瓦时、5990 万千瓦时， 即在湖南电网低谷负荷时段消纳省内新能源电量7182 万千瓦时，同时在尖峰时期增加了5990 万千瓦时的长沙电网电力供应能力。储能电站运行效率方面，电池“储—放”转换效率达95%，整站综合效率春秋季约87%，夏冬季约80%，全年综合效率约83.4%。

3、储能电站运行综合成效分析

长沙电池储能电站是目前国内容量最大的电化学储能电站，有效地提高了湖南电网百兆瓦、毫秒级快速响应能力，促进了湖南电网大规模源网荷储升级应用，具有良好的社会效益和示范效应。通过调度响应论证，电化学储能电站的快速响应和灵活性能够弥补可再生能源的随机性和间隙性，缓解新能源消纳压力，提升特高压消纳能力和电网安全稳定水平。

3.1 电源侧促进可再生能源消纳

长沙电池储能电站自投运以来， 已稳定运行超过一年时间，截至2020 年8 月9 日，累计在低谷负荷时段消纳湖南新能源电量6055.8 万千瓦时， 同时在尖峰时期增加了电力供应能力，相对减少了电源和电网投资。不考虑配置储能时，预计2020 年全省丰水年/平水年新能源弃电量为26.7/18.9 亿千瓦时。根据生产运行模拟仿真计算结果，每配置1 千瓦时储能装置能为系统每年减少400 千瓦时的新能源弃电量，2020 年长沙电池储能电站可降低全省新能源弃电量4800 万千瓦时。与此同时，储能系统在火电机组出力低谷期间充电，可以增加低谷期机组出力， 降低火电机组调峰深度，有效降低机组单位电量煤耗。长沙电池储能电站每年可有效减少二氧化碳排放1.6 万吨，减少二氧化硫排放480 吨，有效促进节能减排。

3.2 电网侧有效调节电网负荷峰谷差

目前，长沙电池储能电站调度运行，精准匹配新能源出力与负荷需求特性曲线，采用“一充一放”“一充两放”“两充两放”等运行模式，实时参与长沙电网高峰负荷期调峰调频。

在调峰场景中，芙蓉、榔梨、延农电池储能电站每天采取“两充两放”模式，满足长沙地区日用电负荷“午高峰+晚高峰”调峰需求。鉴于午、晚每个高峰仅持续2~3 小时，通过现有所配置的6 万千瓦/12 万千瓦时的电池储能电站功率/容量规模特性，可有效平抑长沙电网负荷峰值的0.9%~1.5%，最大程度地发挥电池储能电站响应速度快、灵活性高、出力精准等优势，以满足电网储能应用需求。

在调频场景中，长沙电池储能电站可快速响应电网调度指令， 在毫秒级时间尺度内实现有功和无功的快速输出，具备参与电网调频（AGC）、调压（AVC）的优良特性。在电网紧急支撑场景中， 利用电池储能电站优异爬坡特性，在故障状态下快速提供有功和无功支撑，提高电网暂态稳定性， 与精准切负荷系统配合提升祁韶直流输送容量，增加直流送入电力消纳。

3.3、用户侧保障用电客户供电可靠性

长沙电池储能电站以“分站布置，集中监控”方式设计，有效地解决了长沙部分台区供电“卡脖子”难题，在2019 年迎峰度夏及2019—2020 年迎峰度冬和抗击疫情期间，每天可有效缓解芙蓉、榔梨、延农站周边区域6 万户居民用电紧张问题，确保了周边8 到10 个小区用电稳定可靠性，有效地降低芙蓉、榔梨、延农变电站变压器负载率7%，提升了供电可靠性5%~10%。

4、储能电站运营模式分析

示范工程芙蓉、榔梨、延农3 座储能电站的运营，主要是以两部制电价模式进行经营，采取“电量电费+备用容量电费”方式与属地供电公司进行电费结算；同期正积极探索“新能源配套储能租赁服务”+“电力辅助服务”多元化商业模式，推广储能增值服务。

参与电力辅助服务市场交易， 是省内鼓励储能设施积极参与电力系统深度调峰、启停调峰服务的一种政策性激励与探索，预估从2020 年11 月开始，将是储能电站运营收入的一项收入来源。

5、储能电站经济性分析与效益测算

5.1、储能运营成本

示范工程采用“电池本体租赁，其他设备采购”方式投资建设， 芙蓉、榔梨、延农3 座储能电站运营成本约5441 万元/年， 相关成本费用主要集中在电池租赁费、运维费、技改费、年度检修费等方面。

5.2、储能效益测算

国网湖南综合能源服务有限公司目前已与国网长沙供电公司签订了《2019 年国网长沙供电公司电池储能一期示范工程储能电站电费结算协议》，采取“电量电费+备用容量费”两部制电价方式进行结算，基本维持储能电站每年的成本运营。两部制电价属于国网湖南省电力有限公司内部运营模式， 是国网湖南电力对综合能源公司发展储能业务的一种政策支持， 属于内转外不转的运营模式, 即该模式对综合能源公司产生了一定的经济收益，但对国网湖南省电力公司并不产生实际经济效益。

目前， 国网湖南综合能源服务有限公司正积极探索“新能源配套储能租赁服务”+“电力辅助服务” 商业运营模式，并正积极争取省内电价支持。

5.3、储能站增值业务收益

（1）新能源配套储能租赁服务（暂无政策支持）。按照1 万千瓦/2 万千瓦时，租赁费260 万元/年标准，长沙电池储能电站6 万千瓦/12 万千瓦时总规模装机容量，综合能源公司预估年收益为1560 万元。

（2）储能参与辅助服务市场预估收益（试运行阶段）。根据《湖南省电力辅助服务市场交易模拟运行规则》部署安排，储能电站可参与省内辅助服务市场，按照电网集中统一调度， 参照当前湖南黑麋峰抽水蓄能年度调峰次数标准，储能电站预估年辅助服务费约600 万元。

5.4、效益分析

综合成本和效益分析可知， 现阶段在省内无相关储能扶持政策补贴的状况下， 国网湖南综合能源服务有限公司投资建设的长沙电池储能电站预估每年可实现营收2160 万元，但示范工程运营存在亏损，每年亏损约3281万元。

5.5、补贴需求

尽管目前长沙电池储能电站具备良好的示范效应和应用价值，但经济性差，电池储能与储能产业的发展仍需政策引导与大力支持，比如采取度电成本补贴，预估按照储能电站放电电量补贴，度电价格补贴约3281 万元/4500千瓦时=0.7291 元/千瓦时。

6、结束语

目前湖南大力发展电池储能， 形成“电网侧示范引导、用户侧主体发展、电源侧协同推进”的良好局面，达到大规模储能协同聚合效应的目标，起到了示范引导作用。同时在湖南建设储能电站， 能够有力推动电池储能产业的发展，符合湖南产业转型升级的总体要求。