以新能源大规模开发利用为标志、以再电气化为根本路径的新一轮能源革命已在全球范围内开展。以风电、光伏为代表的可再生能源占比不断提升，给电力系统带来了诸如系统稳定性、可靠性和电能质量等诸多挑战[1]。储能技术是解决这类问题的有效手段，通过对电能的存储和释放可以为电网运行提供调峰、调频、黑启动、需求响应支撑等多种服务，其快速响应特性大幅提升了传统电力系统的灵活性、经济性和安全性[2]。
我国传统的储能电站主要为抽水蓄能电站，一般由电网公司拥有和调度。2017年3月国家能源局印发的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见(征求意见稿)》指出了储能系统是智能电网、可再生能源高占比的能源系统与“互联网+”智慧能源的重要组成部分及关键技术，为我国储能市场的商业化应用提供了巨大的空间，储能电站日益成为现代电力系统的一种新型功能综合体和可独立营运的经济实体，开始受到高度重视，同时传统电力系统规划、设计、运行、管理等模式将发生巨大改变[3-6]，储能产业及盈利模式也呈现新的业态[7-8]。
作为电力系统中可独立承担功能的储能电站，严重依赖于储能的技术成熟度、工程成熟度和经济可行性。本文首先通过案例分析，对未来储能电站的核心储能技术成熟度、工程成熟度进行分析;然后，介绍储能电站的通用定位分类方法及其缺陷;最后提出面向电力全过程的储能电站典型应用场景分类综述，并讨论每个场景的评价目标以及通用评价过程。
1基于案例的储能电站技术及趋势
根据电能转化形式和技术成熟性，储能电站的储能技术主要分为4类：机械储能、电磁储能、电化学储能、相变储能等，其细分技术见图1。结合已投运的储能电站，对几类核心储能技术的技术成熟度、工程成熟度和应用条件进行分析。
1.1抽水蓄能
抽水蓄能属于成熟技术，对地理条件要求较高。目前投运的天荒坪、桐柏、仙居及溪口抽水蓄能电站，总装机容量4 580 MW;正在建设的长龙山、宁海及缙云抽水蓄能电站，总装机容量5 500 MW;纳入规划的有衢江、磐安、天台、桐庐等抽水蓄能电站。具有较多较好站址的抽水蓄能电站，成为浙江电网的特色。如何发挥抽水蓄能电站在浙江电网的储能优势，是一个值得研究的问题。
1.2压缩空气储能
CAES电站主要利用报废矿井、洞穴、海底储气罐、新建储气井等可重新利用的空间，基本不受地理条件限制，且空气不会燃烧，安全系数较高，寿命较长，但其能量密度低，投资成本相对较高[9]。2013年在廊坊建成国内首套1.5 MW蓄热式压缩空气储能示范系统。2016年贵州毕节建成国际首套10 MW示范系统，效率达60.2%，是全球目前效率最高的CAES系统。
1.3电化学储能
电化学储能电站通过化学反应进行电池正负极的充电和放电，实现能量转换。传统电池技术以铅酸电池为代表，由于其对环境危害较大，已逐渐被锂离子、钠硫等性能更高、更安全环保的电池所替代[10]。
电化学储能的响应速度较快，基本不受外部条件干扰，但投资成本高、使用寿命有限，且单体容量有限。随着技术手段的不断发展，电化学储能正越来越广泛地应用到各个领域，尤其是电动汽车和电力系统中[11]。2011年投产的张北风光储示范工程，单站储能总容量首次达到50 MW，且包含多种电池形态，如磷酸铁锂电池(14 MW/63 MWh)、液流电池(2 MW/8 MWh)、钛酸锂电池(1 MW/500 kWh)、铅酸电池(2 MW/12 MWh)。
1.4超级电容储能
超级电容是一种介于传统电容器和充电电池之间的新型储能装置，具有灵活快速的充放电特性[12]。超级电容储能的应用目前仍处于探索阶段，2017年国电北镇储能型风电场投运了美国Maxwell公司的1 MW×2 min超级电容储能项目，可有效提高风电场的可调、可控、可计划能力，是国内最早的试点工程。
1.5发展趋势
抽水蓄能、 CAES依赖于一定的地理条件，电化学储能和超级电容储能具有能量密度高、设备性能日益提升、安装条件宽泛的优点，日益成为储能电站系统的主要形态，一般由电池、 BMS(电池管理模块)、 PCS(储能逆变器)、调度中心、EMS(能量管理系统)和测控系统组成[8]。
2储能电站的一般定位划分及缺陷
一般将储能电站或按其在电网中接入位置分为集中式和分布式2类，或按其运行特征分为能量型和功率型2类。
2.1按在电网接入位置划分
(1)集中式接入是指储能电站接入输电网络，它将对电力系统主网运行管理和协调调度产生影响。集中式储能电站，一般布置或接入35 kV及以上高压变电站的10 kV母线。如江苏镇江东部地区(镇江新区、丹阳、扬中)的8个电化学储能电站示范工程，最小单站容量为5 MW/10 MWh，最大单站容量为24 MW/48 MWh，总容量为101 MW/202 MWh，总投资7.2亿，实现了毫秒级响应，是目前全球功能最全面的储能电站。
(2)分布式接入是指储能电站以较小容量接入配电网、微电网或用户侧，它仅对本地能源的生产和消费产生影响。分布式储能系统的推广，可与就地高渗透率的可再生能源互补，在解决风电、光伏出力的不确定性和高波动率上效果显著。主要应用的储能技术大多也是电化学储能，如深圳宝清储能电站、浙江南麂岛微网示范工程等。江苏镇江用户侧储能项目已建和在建项目22个，总容量67.50 MW/518 MWh，总投资近10亿元，会同集中式储能电站建设，江苏镇江电网已成为储能的应用先进区域。
(3)集中式和分布式2种接入方式，在市场模式和调度运行等方面存在较大差异，因此其储能规划评估也存在不同[4]：集中式接入方式下，储能系统可以提供备用，减小输电堵塞，实现“削峰填谷”，进行广域能量管理，提高系统运行经济性;分布式接入方式下，储能多采用选址不受限的电池储能，其主要用于减小配电网运行成本、促进风电光伏消纳及延缓电网升级改造等。
2种接入方式下储能规划目标均主要包括系统运行成本与储能投资总成本最小、储能净收益最大。但2种接入方式下储能的成本、收益构成存在一定差异，详见文献[4]。
2.2按储能的运行特征划分
功率型电站通常需要在相对较短的时间内(几秒到几分钟)实现高功率输出。适合功率型的储能技术包括超级电容器、超导磁和飞轮储能等。功率型储能形成优质、可靠的毫秒级控制响应资源，为电网提供调峰、调频、备用、事故应急响应等多种服务，从而满足可再生能源消纳、电网安全灵活运行的迫切要求，推动加快大规模源网荷储友好互动。
能量型电站则具有大容量存储的特性，通常能够进行几分钟到几小时的持续性放电。适合能量型的储能技术主要包括CAES、抽水蓄能和大部分电池储能等[5]。
显然，以上2类分类方法，对于具体的储能电站而言过于粗放，没有刻画出日益形成的新能源电力系统对储能电站多方面的需求特性，不能反映储能电站在电力生产、传输、消费全过程中的特殊地位、功能以及商业价值。
3面向电力全过程的储能电站场景及评价
可再生能源和新能源在现代电力系统的渗透，覆盖了电力生产、传输、消费的全过程，对发电侧、电网侧、用户侧均产生了巨大影响，储能电站在三侧均具有典型的应用场景和特殊的技术经济条件。图2是本文归纳的最主要的储能场景分类情况，本节将对几个主要场景下的储能特性及其发挥的作用进行详细分析，并着重对储能系统评价方法进行综述。
3.1可再生能源自我消纳
太阳能、风能等可再生能源容易受天气等外部条件影响，其出力具有随机性和波动性，不利于电网的稳定运行。为维持电网的稳定运行，目前采用的主要应对措施为弃风(弃光)。而高比例的弃风(弃光)会造成能源的浪费，并将限制可再生能源渗透率的提升，从而影响清洁能源的发展。通过储能的功率充放来配合可再生能源发电，能够有效平滑发电出力曲线，从而达到可再生能源自我消纳的目的[13-14]。
文献[15]建立了基于Portland风电场的储能动态评估模型，并分别对抽水蓄能、 CAES和热储能3种储能系统的投资收益率进行了比较，得出CAES经济效益最好，适于安装在Portland及其他类似风电场内。
文献[16]以并网风储系统的经济性评价为目标，建立了适用于可再生能源削峰填谷的收益模型：
式中：I为年收益额;P为可再生能源发电上网电价;Q s为储能系统释放电量;C s为储能系统度电成本。
文献[17]基于BESS(蓄电池储能)自身特性和在风电场应用中的社会经济影响因素，构建了储能系统综合评价指标体系。将熵值法和灰色关联分析法相结合，建立了基于熵权的综合评价模型，并对不同类型的电池储能进行评估。结果表明，锂离子电池在各方面综合表现最优，钠硫电池、铅酸电池等效益依次降低。
文献[18]分析了分布式光伏与储能系统结合的优势，通过储能系统寿命及成本指标、销售电价分类、光照利用小时数等，根据国内实际情况分3类资源区进行了光储系统的经济性收益评估。结果表明，Ⅰ类资源区均具有经济性，Ⅱ类和Ⅲ类资源区光伏满发小时数需分别达到827 h和820 h以上时才具有经济性。
储能的经济性评价方法需要考虑包括可再生能源的整个系统的成本和收益，尤其是电价的区域性和时段性差别，这会对整个模型的评价结果及储能系统的可行性产生较大影响。
3.2电网调峰
储能电站在电网不同工况下可以作为电源输出功率或是作为负荷吸收功率。与可再生能源自我消纳类似，电网可以利用储能装置在负荷高峰时期放电，在负荷低谷时充电，从而达到改善负荷特性、参与系统调峰的目的。
通过在负荷峰谷差较大的区域电网中，选择在合适地点的变电站高压母线上，建立相对独立的储能电站，以满足该地区调峰需求。储能电站直接受省级(或地区级)电网调度控制，省调(或地调)根据该母线发电出力、负荷曲线以及实时母线电压、频率等情况，控制储能电站的充电和放电，从而达到调峰的目的。这样不仅避免了为满足峰值负荷而建设发电机组，同时充分利用系统负荷低谷时的机组发电，节约运行成本。
文献[19-22]对配电网中的BESS系统价值评估进行了研究，综合考虑储能系统在电网调峰等方面的经济性，并进行模型建立和分析评价工作。
文献[23-26]对储能参与电力系统调峰的商业模式和经济效益进行分析，建立了主要考虑成本的投资规划模型和运行基础模型，分别对用户和储能运营商的商业可行性进行了评价。
2018年7月18日，国内最大的电网侧电池储能电站在江苏镇江投运，充分发挥电池储能系统调峰、调频、应急响应的作用，解决了镇江区域电网夏季负荷供电缺口，有效增加了电网的调节手段和调节能力，有助于电网安全稳定运行。初步估算，该项目每年可减少燃煤消耗5 300 t，相当于减少1座200 MW的常规调峰电厂，可节省电厂投资及电网配套投资约16亿元[27]。
3.3备用容量等辅助服务
维持电网的稳定性和可靠性离不开备用容量的支撑。备用容量的主要作用是在电网正常运行所需的发电出力意外中断时，可快速提供负荷所需电能，保证电力系统稳定运行。通过储能等方式提供备用容量被称作辅助服务，一般来说，备用容量应达到正常供电容量的15%～20%。
储能电站用作备用容量时，其发电设备必须处于运行状态且可及时响应调度指令。与电网调峰不同的是，用于备用容量的储能电站主要是进行放电操作，需要随时做好响应准备，以保证在突发功率不平衡情况下系统的频率稳定。
文献[28]提出可再生能源的不确定性凸显了储能容量的重要;在储能中备用容量的重点在于不同时间范围内进行准确的资源预测以确保新能源的可用性，同时还可纠正因预测错误导致的不平衡。
文献[29]分析了CAES电站的最优旋转备用容量承担方案，通过考虑能够反映CAES电站分钟级运行特性的旋转备用容量约束和日内调度约束，得出CAES电站适合承担系统旋转备用任务，以提高系统常规机组运行经济性的结论。
文献[30]利用机会约束理论建立考虑风电预测误差与备用容量购入成本的电力系统动态经济调度模型，并将备用容量分为自动发电控制容量与事故备用容量，分别计及两者调节特性与购入成本进行分时段最优分配，验证了该模型的实用性及其指导意义。
储能电站做为备用容量是辅助服务的一个方面，但备用容量设备的利用率往往不高，因此其实际效益仍需要综合考虑成本和收益后，借鉴经济性评价方法进行深入研究。
3.4大用户峰谷价差套利
峰谷价差套利是在低电价或系统边际成本时段购买廉价电能，在高电价或供不应求时段使用或卖出。峰谷价差套利的收益在很大程度上取决于峰谷电之间的价差。
随着光伏发电在电网中的比重日益加大，日照充分下的光伏发电使得电网的“鸭脖子”现象日益突出，而此类现象又严重依赖于天气状态，因此客观上使得电网出现“夜谷”和“日谷”的随机概率增大，加剧了电力系统的峰谷差应对难度。
文献[32]就BESS对用户收益分析建模，利用峰谷价差套利减少用户电量电费，提出一旦储能达到一定的规模，则会对系统峰谷差产生较明显的影响，从而影响峰谷电价差，给BESS的经济收益带来风险;文中同时指出目前BESS仍处于试验运行阶段，还需依靠国家政策扶持。
文献[33]在低储高发即峰谷价差套利模式下，对美国纽约1 MW/0.25 MWh飞轮储能站和1 MW/10 MWh钠硫电池储能站在不同运行策略下的成本收益进行评估，得出储能电站进行套利的可行性方案。
文献[34]建立了用户侧经济效益计算评估的数学模型，主要体现在高峰负荷的转移，用户减少的电费支出：
式中：B为接入储能系统后用户总经济效益;Bi为第i年的经济效益;T为储能电站运行年限，由电池的循环使用寿命折算;Ki=1/(1+r)i为第i年的限值系数， r为年利率;Qi为第i年通过储能实现削峰填谷的电量;ρf i和ρg i分别是第i年实行的峰、谷电价。
该文献除建立用户侧经济性评估模型外，还综合考虑了发电侧及电网侧的经济效益，并通过仿真计算得出成本效益差随峰荷转移比的曲线。结果表明，当峰荷转移比为0.4时成本效益差最大，随着峰荷转移比的继续增加，将出现峰谷倒置的现象，因此经济效益将逐渐下降。
文献[16]给出了通过储能进行分时电价管理的收益，其主要获得途径是峰谷电价差和用电计划调整：
式中：I为储能系统的年收益额;Pin和P out分别为储能电价和用电电价;Qin和Q out分别为储能电量和用电量;C为储能装置的度电成本。
储能电站的成本和效率对大用户峰谷价差套利影响很大，其中成本包括固定投资成本和可变运维成本，效率包括充放电效率和容量衰减率等。影响大用户峰谷价差套利经济收益的因素包括购电、储电、放电等成本，以及卖电、用电收益等。跨季节或昼夜储能也可参与大用户峰谷价差套利，可用于解决新能源发电季度差异或日间差异。
用户侧储能的收益还和很多因素有关，包括：
(1)日负荷特性曲线。如果其峰段负荷较高，则安装储能的效益要比峰段负荷较低的负荷要高。
(2)是否含有DG(分布式电源)。如果自身含有DG，就可能利用储能将DG的发电用在分时电价的高电价阶段。
(3)如果DG价格降低很快，通过DG和相对成本较高的储能配合，也可能产生比不配置储能更好的效益。
总之，对不同的负荷而言，需要考虑其负荷特性和是否含有DG以及DG特性;对负荷侧储能而言，研究其含储能以及考虑分布式发电的最优日运行方式特别重要[31]。需要研究在各地分时电价下含储能以及考虑分布式发电的最优日运行方式，然后根据储能及DG的成本进行具体的经济技术分析;另外，储能不仅是日益成熟的技术，也是一个新型产业，其大规模的应用可大幅度降低成本，尤其是储能与分布式发电相配合，甚至可构成不同形态的微电网，大大提高分布式发电的渗透率，是未来的发展方向。
3.5延缓输电设施升级
输电设施升级通常指的是供电部门为满足未来10～20年负荷增长，对变电站中老旧或过载的变压器进行替换，或重新铺设负载更大的输电线路。但随着充电桩等短时高功率负荷的接入，新的输电设备在大部分时间内利用率较低，造成资源浪费。储能电站可替代传统的电网升级措施，以延缓线路和变压器的投资，实现“无线路解决方案”，同时在峰值负荷时提供容量以满足全部负荷的需求。
储能电站可削减峰值负荷，从而延长设备寿命。集装箱式储能电站可移动到其他需要容量升级的变电站，使投资利用最大化。例如文献[35]中所述福建安溪移动式储能电站，其用电负荷主要为制茶厂及居民用电，季节性用电负荷突出，茶叶制作高峰期用电负荷为平时的8～12倍。通过该工程项目的实施，台区供电能力提高40%以上，有效提高了电能利用效率，延缓了输电设施升级。
文献[36]对储能系统延缓配电网投资的经济效益进行评价，并分析了各个因素对评价结果的重要性。结果表明，对效益影响最大的是储能电池及配网设备的投资成本，其次是负荷增长率和储能的运行费用。很显然，在负荷增长率较低且电网扩容改造费用较高的情况下，储能系统的应用将获得可观的经济效益。
文献[37]从延缓电网设备升级和调频等方面对收益净值进行建模计算，并分别针对几种主要的电化学储能技术(钠硫、铅酸和镍镉电池)在当前造价条件下的经济性进行评估分析，给出了不同应用场景和储能技术下的投资和发展建议。
3.6储能复合利用
鉴于储能的多功能，在很多应用场合可以根据需求实现储能的复合利用。整体上可归纳为储能分时电价收益、网络损耗成本减小收益、可靠性收益、延缓电网升级改造收益、弃风减小收益及弃光减小收益、减少新能源发电所需备用容量、辅助服务收益等。
成本主要包括储能系统的投资成本、接入系统成本、不同功能的年运行维护费用(包括土地占用等)。
3.7集中式储能的场地制约
由于集中式储能电站一般布置或接入35 kV及以上高压变电站的10 kV母线，因此其场地成为选址的关键因素之一。如江苏镇江东部电网利用了1座220 kV变电站、 3座110 kV变电站、 1座35 kV变电站的空域场地，以及2个废弃35 kV变电站场地，并租用了1个专门空地。
3.8面向场景的通用评价过程
首先需要确立储能电站的主要复合应用场景，对应于不同的典型场景，考虑各类评价指标体系的复杂性及维度不同的特点，建立成本和收益的综合评价模型。选取合适的综合评价方法进行分析，主要评价方法包括层次分析法、主成分分析法、 TOPSIS优选法和灰色关联分析法等。通过确定不同评价指标的权重，对其进行量化处理，避免出现主观判断的弊端。最终得到不同储能技术、不同应用场景下的综合评价排名。
4结语
本文在分析储能电站功能定位和典型应用场景的同时，着重对多种储能技术在不同应用场景下的经济性评价进行综述。结合浙江电网，总结了未来研究中应该考虑的几个问题和研究方向：
(1)建立储能电站评价模型时应针对不同应用场景和储能技术进行综合考虑，以便兼顾经济性和技术适用性，也可适当考虑不同储能技术的混合使用，发挥各自的技术优点。
(2)随着电力市场改革的深入推进，储能电站存在着多场景的复合运行模式，如既可以为大用户提供套利空间，也可以为市场参与者提供调频、调峰等辅助服务。因此后期应结合各地不同的电力市场机制，对储能电站应用价值和运行方案进行更加全面深入的研究。
(3)储能电站的经济收益往往是多方面的，不仅需要评估投资主体的主要收益，还要考虑到其他隐性的经济效益和社会效益，这将有利于储能技术的商业化和实用化。
(4)作为特高压交直流输电的受端电网，浙江电网若在远端出现脱机或跳闸等突发性故障，将导致巨大的功率短缺甚至是电网失压等瘫痪性故障，因此在储能电站作为系统备用容量的选取上也显得尤为重要。
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