2024电化学储能优化配置技术研究报告-中国电科院_30页_4mb

研究背景
截至2023年底，中国可再生能源发电总装机达1516亿千瓦，占全国发电总装机的51.9%，全球占比近40%。新能源发电将成为未来能源供给的重要部分，而储能技术作为构建灵活性调节能力的核心手段，需通过规模化应用解决调峰、调频、调压、惯量支撑和容量备用等电力系统平衡问题。"十四五"储能实施方案明确了其在新型电力系统中的功能定位。不同储能技术在性能和经济性上存在差异，如电化学储能（锂离子电池、钠离子电池、液流电池等）的选址灵活、响应速度快，氢储能、抽水蓄能等则适用于长时调节场景。储能的年利用小时数直接影响其经济性，需设定在合理区间才能体现投资效益。

储能优化配置技术原理
储能优化配置需在明确场景-模式-策略边界条件下，通过搭建优化计算模型分析技术选型、选址布点及容量优化。其核心目标是满足系统调节需求并提升经济性，需考虑投资成本、能量转换效率、运维成本等参数。多时间尺度问题耦合存在，例如短时间内的频率支撑和年度消纳需求，需采用双层优化配置模型，结合群体智能优化算法和局部短时模型进行求解。储能系统容量保持率与支撑能力和投资收益密切相关，需模拟实际工况下的衰减过程以优化配置。此外，需通过典型需求特征提取、多目标优化算法和时序仿真验证配置结果。

储能优化配置案例
光伏电站配储案例表明，兼顾消纳与主动频率支撑的场景下，尽管年投资成本增加，但因储能收益种类增多，投资回收期缩短2年，内部收益率提升2%。新能源上网电价对储能投资价值影响显著，随着电价下降，兼顾多场景方案相比单一消纳场景更具经济性。不同储能技术的度电成本受利用小时数影响，例如电化学储能需年利用小时数超过2000小时才能体现经济利用水平。在分时电价政策下，独立储能可通过峰谷价差套利提升市场竞争力，同时需要综合评估初始投资成本、运维成本及循环寿命等因素。

总结与展望
未来储能技术发展需关注长时储能与电力市场的协同，推动系统级技术-经济特性模型的构建。多类型储能（如电化学储能与长时储能）需实现协同配置，以解决不同时间尺度的调节需求。此外，需探索不同电压等级及源-网-荷侧的储能协同模式。技术难点包括模型复杂性、算力限制以及储能衰减过程的准确模拟。随着新能源上网电价持续下降，兼顾多场景的储能配置方案将更广泛应用于提升市场竞争力和系统稳定性。