湖南省風光蓄儲融合發(fā)展研究 2024

ii 1 1 42.湖南省可再生能源與儲能融合發(fā)展的潛力 5 52.2儲能設(shè)施發(fā)展形勢與資源稟賦 72.3湖南省儲能運行實際情況 72.4風光蓄儲融合發(fā)展模式 83.湖南省風光蓄儲融合發(fā)展的規(guī)劃方案 3.2湖南省風光水火儲發(fā)展規(guī)模預(yù)測 3.3湖南省風光蓄儲融合發(fā)展規(guī)劃方案 4.湖南省風光蓄儲融合發(fā)展模式的效益分攤方法研究 20 204.2風光蓄儲融合發(fā)展內(nèi)部效益分攤方法 4.3融合發(fā)展模式的成本分攤案例分析 5.湖南省風光蓄儲融合發(fā)展的政策建議和保 24 245.2完善湖南省儲能容量電價機制 245.3優(yōu)化利益分配模式 255.4推進新能源和儲能積極參與電力市場 26 27南省是全國首個發(fā)布省級新型電力系統(tǒng)發(fā)展規(guī)劃綱要的省份，但面臨保障供應(yīng)能力不足、峰谷差率極高、系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不強等問題。為此，通過探索風光蓄儲融合發(fā)展模式的可行性，提高可再生能源對電力系統(tǒng)的支撐作用，并明確融合發(fā)展模式的成本疏導(dǎo)方式，將有力推進可再生能源大規(guī)模、高比例、市場化、高質(zhì)量發(fā)展。并將為湖南省碳達峰碳中和戰(zhàn)本課題分析了湖南省電力行業(yè)的發(fā)展現(xiàn)狀和主要問題，系統(tǒng)評估了可再生能源與儲能的發(fā)展形勢與資源稟賦，探討了湖南省風光儲融合發(fā)展模式的潛力和挑戰(zhàn)。課題組還通過建模規(guī)劃了湖南省中長期風光蓄儲融合發(fā)展的方案，并以實際案例分析了風光儲融合發(fā)展研究發(fā)現(xiàn)，單獨建設(shè)儲能存在內(nèi)部收益率低、初期投資高、缺乏有效的政策支持題，難以盈利。課題組通過實際案例，對比分析了風儲融合發(fā)展模式與“風電+煤電”、“風電+氣電”等風電與傳統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源組合模式的差異。盡管現(xiàn)階段“風電+氣電”的凈收益較高，但未來隨著碳成本的不斷提升、儲能建設(shè)一次成本逐步降低，以及儲能收益機制的不斷完善，綜合考慮儲能容量電價收益、共享模式參與市場等收益方式落實落地，風光儲融合發(fā)展模式的收益前景更為看好。為支持融合發(fā)展，課題組建立了內(nèi)部效益分攤方法，提出了綜合貢獻度考核機制，有利于避免各發(fā)電主體間的利益沖突，提高了儲能機組助力可再生能源消納的積極性，實現(xiàn)內(nèi)部效益的科學(xué)合理分攤，可為融合發(fā)展系統(tǒng)運營(1)主管部門優(yōu)先考慮推進儲能+新能源的發(fā)展模式，預(yù)測并提出對抽水蓄能、新型(2)充分考慮儲能固定成本的波動性、當前可實現(xiàn)的容量價值和宏觀調(diào)控等因素，逐(3)按照“誰受益、誰付費”的原則，結(jié)合風光蓄儲融合發(fā)展模式中各發(fā)電主體對整一體化系統(tǒng)的綜合貢獻度和儲能帶給各發(fā)電主體的電量增益，建立合理的成本分(4)積極推進新能源和儲能參與電力市場，研究設(shè)立新的輔助服務(wù)品種，出臺或完善新型儲能參與輔助服務(wù)市場規(guī)則、允許儲能參與各細分市場并進行收益疊加、建湖南省電力行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀2500l2%10%2000I00o4%500進入“十四五”以來，電力需求保持穩(wěn)步增長，電力消費結(jié)構(gòu)持續(xù)優(yōu)化，第三產(chǎn)業(yè)2500l2%10%2000I00o4%5002%201620l7201820192020202120222023第一產(chǎn)業(yè)第二產(chǎn)業(yè)第三產(chǎn)業(yè)城鄉(xiāng)居民生活用電量增速2023年湖南省人均用電量為3466千瓦時，僅為全國人均用電量6539千瓦時的一半左右。湖南省人均生活用電量水平較高，2023年全省人均生活用電量946千瓦時，與全國人均生活用電量959千瓦時基本持平，表明湖南省經(jīng)濟增長的重心正持續(xù)向生活與4,0003,5003,0002,5002,0001,500 l,000 500l2%10%4%2%l2%10%4%2%201820192020202l20222023近年來，湖南省單位GDP電耗保持穩(wěn)步下降，經(jīng)濟發(fā)展低碳化成效顯著。2023年湖南省單位GDP電耗439千瓦時/萬元，不到全國水平的六成（2023年全國單位GDP電耗732千瓦時/萬元），較2015年下降13.4%，第三產(chǎn)業(yè)和居民生活拉動電力消費快2、供給側(cè)行業(yè)清潔低碳轉(zhuǎn)型加速推進。2023年底，湖南電網(wǎng)電源裝機超7000萬千瓦，可再生能源裝機占比超過60%。80007000600050004000300020001000070%60%50%40%30%20%10%2015201620l7201820192020202l20222023發(fā)電量方面，整體來看，湖南省可再生能源發(fā)電量占比波動較大，主要是由于湖南省本地電力裝機中水電裝機規(guī)模占比大，受天氣情況影響較為直接。2023年風光水可再生湖南作為電力受端省份，暫無電力調(diào)出情況，省內(nèi)湘東基本建成500千伏雙環(huán)網(wǎng)，形成“西電東送、南北互供”的500千伏骨干網(wǎng)架，圍繞湘東、湘南形成“兩個受端”環(huán)網(wǎng)的運行格局，220千伏電網(wǎng)基本實現(xiàn)區(qū)縣全覆蓋，電網(wǎng)供電能力、供電可靠性及可再生能源消納能力不斷增強，為全省構(gòu)建以新能源對外依存率長期維持在80%以上，電力保供長期存在較大壓力。湖南省基礎(chǔ)支撐火電裝機占比偏低，僅為40%左右，低于全國9個百分點，出力不確定性電源裝機占比高慮“十四五”已核準煤電、氣電以及寧湘直流均預(yù)期投產(chǎn)的情況下，預(yù)計到2025年湖南省電力剛性缺口約200～300萬千瓦，電力供應(yīng)仍存在一定“硬缺口”，未來一段時期2、電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不強具備可調(diào)節(jié)的空間，其中居民生活用電高于全國15個百分點。湖南省負荷峰谷差率已接常規(guī)水電汛期整體調(diào)節(jié)能力不強，火電深度調(diào)峰成本高，新型儲能參與調(diào)峰的實際調(diào)節(jié)能力較弱，隨著未來省內(nèi)新能源的比重將不斷增高，疊加電網(wǎng)局部區(qū)域送出受限，對電網(wǎng)調(diào)性給電力系統(tǒng)帶來了挑戰(zhàn)，省內(nèi)新能源資源分布與電力負荷分布匹配性相對較差，在空間布局上，新能源主要集中分布在湘西、湘南、湘西北等電源聚集地區(qū)，湘東負荷中心資源稟賦和發(fā)展?jié)摿^差。隨著未來省內(nèi)新能源的比重將不斷增高，疊加電網(wǎng)局部區(qū)域送出受新能源對湖南省電力系統(tǒng)支撐能力不足，頂峰能力欠缺。電力支撐方面，新能源發(fā)揮水電在豐水期能夠發(fā)揮一定支撐作用；迎峰度冬時，風電、光伏發(fā)電出力僅5%左右，基湖南省可再生能源與儲能湖南風能資源潛在可開發(fā)的場址區(qū)域主要集中分布在湘南、環(huán)洞庭湖、湘東、湘西和湘2023年，湖南省風電已開發(fā)約972萬千瓦，同比增長8.0%，風力年發(fā)電量約209裝機2238萬千瓦，主要集中在湘南、湘西南區(qū)域。2、光伏發(fā)電湖南省太陽能資源相對不優(yōu)，絕大部分地區(qū)屬于太陽能三類資源區(qū)，從全國范圍來看屬于太陽能資源相對一般的區(qū)域，居全國中下水平，但屬于同緯度省份中太陽能資源2023年，湖南省太陽能發(fā)電裝機規(guī)模達1252萬千瓦，同比增長96.7%，其中分布式光伏853萬千瓦，同比增長143.7%，光伏發(fā)電量為87億千瓦時，同比增長64.2%，光伏發(fā)電利用小時數(shù)為995小時，同比減少15小時。整體而言，湖南省光伏發(fā)電呈現(xiàn)高2449萬千瓦，主要集中在湘南、湘東北區(qū)域。表2-1湖南“十四五”風電、光伏發(fā)電裝機規(guī)劃分布情況[6][7]（萬千瓦）（萬千瓦）000.5%683.0%30280.5%00.0%8.6%1396.2%52344720.0%36957525.7%63626.0%39542.2%1466.5%652.7%92893.6%3401044.6%0.8%388562.3%974.3%33223824492.2儲能設(shè)施發(fā)展形勢與資源稟賦能電站在運，平江抽蓄(4×35萬千瓦)、安化抽蓄(8×30萬千瓦)、羅萍江抽蓄(4×302、壓縮空氣儲能湖南省壓縮空氣儲能站址較豐富，建設(shè)條件較好，適宜大規(guī)模開發(fā)。湖南省適宜建設(shè)30萬千瓦級壓縮空氣儲能的人工硐室站址較豐富，主要分布在中東部和南部硬質(zhì)巖石區(qū)域，并與湘東湘南兩大電力負荷中心、湘南大型風電光伏基地等儲能需求旺盛的區(qū)域布局“十四五”以來，湖南省電化學(xué)儲能規(guī)?？焖僭鲩L，2023年，全省裝機規(guī)模達266能裝機200萬千瓦的規(guī)劃目標。2.3湖南省儲能運行實際情況一是儲能市場供需不平衡，供方市場大于需方市場。截至2023年底，全國抽水蓄能和新型儲能裝機規(guī)模約8243萬千瓦[3]，風電、光伏發(fā)電裝機規(guī)模約105083萬千瓦，兩者容量比例約7.8%左右，而同期湖南省儲能裝機規(guī)模與風電、光伏發(fā)電裝機規(guī)模兩者容抽水蓄能和新型儲能裝機容量領(lǐng)先全國平均水平，但當前湖南省儲能裝機多為配套新能源建設(shè)的電源側(cè)新型儲能，分布地區(qū)較為分散，在應(yīng)對全省負荷波動時參與電網(wǎng)實際調(diào)峰能二是儲能配套政策不完全，商業(yè)運行模式未得到保障。湖南省率先出臺政策允許儲能參與輔助服務(wù)，并提供補貼，但電力現(xiàn)貨市場政策有待進一步完善，市場機制仍在構(gòu)建，輔助調(diào)峰、容量租賃、容量補償?shù)仁找鎭碓创嬖陂L周期不確定性，對地方政策及電網(wǎng)調(diào)度的依賴性較高，對電力現(xiàn)貨市場的探索有待加快，儲能以峰谷價差套利的模式有待進一步完善。因此，在多項現(xiàn)實因素影響下，儲能項目投資內(nèi)部收益率將會降低，投資回收期同2.4風光蓄儲融合發(fā)展模式風光蓄儲融合發(fā)展模式是指將風電、光伏發(fā)電與抽水蓄能、電化學(xué)儲能等多種儲能技術(shù)進行有機結(jié)合，形成一種新型能源供應(yīng)系統(tǒng)。開展風光蓄儲一體化建設(shè)，提高可再生能源對電力系統(tǒng)的支撐作用，力爭2025年后湖南省不再核準新的煤電機組，使可再生能源2、湖南省風光蓄儲融合發(fā)展?jié)摿Ψ治鲲L能和太陽能具有天然的日內(nèi)互補性，風電通常在夜間發(fā)電效率較高，而太陽能發(fā)電則在白天出力，這種風光日內(nèi)互補性有助于平衡發(fā)電波動，提高電力供應(yīng)的穩(wěn)定性。湖南水電調(diào)節(jié)能力不強，其日出力特性主要受來水影響，而少數(shù)具備較強調(diào)節(jié)能力的大中型水電因要承擔調(diào)峰調(diào)頻和系統(tǒng)調(diào)節(jié)任務(wù)，其日出力特性主要受負荷、庫容及來水影響。通過儲能設(shè)施和調(diào)節(jié)性能較好的水電出力可進一步“平滑”風電、光伏的間歇出力特性，降低風電、光伏出力波動的影響，抑制風、光獨立發(fā)電系統(tǒng)接入對電力根據(jù)湖南省風光新能源資源分布和抽水蓄能、新型儲能等儲能裝機選址條件來現(xiàn)階段，湖南省暫無已投運的風光蓄儲融合發(fā)展項目，正在開展項目前期研究的風光蓄儲融合發(fā)展項目主要集中在湘中區(qū)域，包括有株洲市茶陵縣風光儲一體化項目、衡陽縣風光水儲項目、湘潭市雨湖區(qū)姜畬鎮(zhèn)風光儲一體化開發(fā)建設(shè)項目等，其中衡陽縣風光水儲項目由中國能建中南院承建，依托衡陽縣抽水蓄能項目，同步建設(shè)包括井頭鎮(zhèn)風電場、金溪鎮(zhèn)風電場、界牌鎮(zhèn)風電場3個風電項目，臺源鎮(zhèn)九樂村農(nóng)光互補、大安鄉(xiāng)青龍村農(nóng)湖南省儲能規(guī)劃工作體系尚不完善，儲能裝機發(fā)展僅從單一維度考慮，缺乏對新能源發(fā)展速度的評估和儲能支撐性、調(diào)節(jié)性的統(tǒng)籌考慮。同時，現(xiàn)階段新型儲能以及抽水蓄能規(guī)劃在較為獨立的邊界條件下開展，未深入考慮兩者的相互影響，目前省內(nèi)抽水蓄能電站已開工約800萬千瓦，其他重點項目正在開展前期工作，在“十六五”期間，抽水蓄能新能源配儲發(fā)展的關(guān)鍵在于建立起相應(yīng)的成本疏導(dǎo)途徑。抽水建設(shè)周期長，新型儲能成本仍然較為昂貴，難以滿足風光快速發(fā)展的需求。目前，儲能電站的收益普遍不足。一方面，儲能電站的市場機制和商業(yè)模式不成熟，其技術(shù)優(yōu)勢無法通過電力市場充分發(fā)揮價值，可以實際參與交易的品種仍然有限，導(dǎo)致儲能項目盈利困難。另一方面，國家層面統(tǒng)一的儲能容量電價政策尚未出臺。新能源與儲能電站、抽水蓄能電湖南省風光蓄儲融合發(fā)展綜合需求預(yù)測通過電力電量平衡計算，分析系統(tǒng)電力電量需求，預(yù)測與新能源規(guī)模相適應(yīng)的火電儲能綜合需求。容量效益評估容量效益評估構(gòu)建儲能容量效益評估模型，量化評估儲能的容量效益，求取火電與儲能之間的動態(tài)量規(guī)模優(yōu)化模型規(guī)模優(yōu)化模型通過全年8760生產(chǎn)模擬，綜合考慮棄電率、系統(tǒng)經(jīng)濟性，求取最優(yōu)的火電與儲能量比。多儲能協(xié)同優(yōu)化配置多儲能協(xié)同優(yōu)化配置結(jié)合湖南新能源發(fā)展及儲能資源情況，提出可落地的適應(yīng)湖南新型電力系統(tǒng)構(gòu)建的多儲能協(xié)同優(yōu)化方案。全省宏觀層面：首先在省內(nèi)已明確電力流規(guī)劃的基礎(chǔ)上，統(tǒng)籌新能源、火電、儲能三者電力支撐和電量平衡關(guān)系，逐步建立儲能容量效益評估模型、規(guī)模優(yōu)化模型，深入研究火電與儲能之間的動態(tài)量比關(guān)系，綜合考慮棄電率、系統(tǒng)經(jīng)濟性等多維度因素，求取規(guī)劃年最優(yōu)的火電與儲能規(guī)模與量比，最后，結(jié)合湖南新能源發(fā)展及儲能資源情況，提出可落 風（光）蓄儲、風（光）火系統(tǒng)替代關(guān)系綜合需求預(yù)測通過電力電量平衡計算 風（光）蓄儲、風（光）火系統(tǒng)替代關(guān)系綜合需求預(yù)測通過電力電量平衡計算，分析系統(tǒng)電力電量需求，預(yù)測與新能源規(guī)模相適應(yīng)的火電儲能綜合需求。容量效益評估構(gòu)建儲能容量效益評估模型，量化評估儲能的容量效益，求取火電與儲能之間的動態(tài)量比關(guān)系。規(guī)模優(yōu)化模型通過全年8760生產(chǎn)模擬，綜合考慮棄電率、系統(tǒng)經(jīng)濟性，求取最優(yōu)的火電與儲能量比。多儲能協(xié)同優(yōu)化配置結(jié)合湖南新能源發(fā)展及儲能資源情況，提出可落地的適應(yīng)湖南新型電力系統(tǒng)構(gòu)建的多儲能協(xié)同優(yōu)化方案。?火-風-光儲一體化3.2湖南省風光水火儲發(fā)展規(guī)模預(yù)測根據(jù)省內(nèi)現(xiàn)有電源裝機及納入規(guī)劃（在建+已核準）電源裝機情況，2025年-2035表3-12025年-2035年省內(nèi)電源裝機情況（萬千瓦）[5]2025年2027年2030年2035年8844978911049119498678678678677827827827822817321432143214358358358358120015001900230015001800210038001501902002509819829629626029013003003003003000000注：其中小型火電和小型水電為220kV以下電壓等級接入的電源。為保障湖南電力安全可靠供應(yīng)、適應(yīng)新能源快速發(fā)展和消納，2025年、2027年、2030年、2035年系統(tǒng)對火電和儲能的電力支撐需求分別為2979萬千瓦、3773萬千瓦、4399萬千瓦、5609萬千瓦。表3-2火電和儲能的電力支撐需求預(yù)測（萬千瓦）[5]2025年2027年2030年2035年56506600750088002.電源可利用容量267128273191989989989989(2)小火電2862862862862025年2027年2030年2035年(3)生物質(zhì)120136160200(4)外來電127616662979377343995609表3-32025-2035年各類儲能配置情況（萬千瓦）2025年2027年2030年2035年0105260350～540610～8001340～14401600～17000～34266～3000～34266～3000～34266～3000～34266～3000075～21075～210200～300200～300200～300200～300243～255400～500830～11001900備注：1）以上規(guī)模均考慮電源建設(shè)周期，儲備項目情況進行配置，若任一儲能發(fā)展不及預(yù)期，則可以由其他類型儲能補充。2）新增規(guī)?；?023年現(xiàn)狀值和表3.2-1已納入規(guī)劃或已核準的裝機容量計算得到。3.3湖南省風光蓄儲融合發(fā)展規(guī)劃方案抽蓄運行約束、電源和電網(wǎng)規(guī)劃運行約束和區(qū)域電網(wǎng)電源規(guī)劃投資決策約束；將風光蓄儲融合發(fā)展規(guī)劃分解為運行優(yōu)化子模型和投資決策子模型；聯(lián)合優(yōu)化獲得風光蓄儲融合發(fā)展2、情景分析按照棄風棄光率與儲能容量設(shè)計不同場景對風光蓄儲融合發(fā)展進行方案設(shè)計。不同容量配比場景下，對電力系統(tǒng)的支撐能力進行量化分析，確定合理的容量配比優(yōu)化模型，對關(guān)鍵不確定性因素的影響進行分析。以湖南某壓縮空氣儲能項目為研究對象，項目規(guī)模1×（300MW/1200MWh考慮風電利用小時數(shù)2100小時、單位造價5166元/千瓦，光伏利用小時數(shù)950小時、單位造價3300元/千瓦。表3-4風光儲融合發(fā)展規(guī)模情景一儲能(MW)300300風電(MW)300300光伏(MW)01904.365.0風電(MW)400370光伏(MW)02109.309.96由表可知，在保證新能源棄電率滿足5%的要求下，經(jīng)過計算可以配置300MW風電+0光伏或者300MW風電+190MW光伏的兩種新能源配置方案。在保證新能源棄電率滿足10%的要求下，經(jīng)過計算可以配置400MW風電+0光伏或者370MW風電以湖南湘鄉(xiāng)壓縮空氣儲能項目為研究對象，以300MW風電+300MW壓氣儲能融合發(fā)展模式與獨立建設(shè)的300MW風電和獨立建設(shè)的300MW壓氣儲能進行經(jīng)濟性對分析內(nèi)容包括風電和壓氣儲能售電收益，2030年前、2030-2034年、2035年及以后三個時間段的壓氣儲能電站調(diào)峰輔助服務(wù)收益（8760小時生產(chǎn)模擬的輸出調(diào)峰需求時長分別為1708小時、890小時、480小時），以及儲能容量租賃收益。300MW風電+300MW儲能300MW風電300MW儲能靜態(tài)投資（萬元）367000154980212020元/年）2835028350/702/7024922、4063、2192/4922、4063、21928789.7234/8789.723425.21%-22.28%單獨建設(shè)風電內(nèi)部收益率高主要是因為考慮風電可全額消納，也未考慮其分攤輔助服務(wù)費用。單獨建設(shè)儲能內(nèi)部收益率低，主要是期初投資高，沒有較好的政策支持，儲能項目難根據(jù)上述計算結(jié)果，融合發(fā)展模式與獨立建設(shè)項目經(jīng)濟性對比分析：單獨建設(shè)風電經(jīng)4、融合發(fā)展模式與傳統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源經(jīng)濟性對比分析基于系統(tǒng)需求曲線一致的前提下，對風光蓄儲融合發(fā)展系統(tǒng)與煤電、氣電靈活性調(diào)峰萬千瓦l486420l2345678910l213l415161718192021222324方案一：壓縮空氣儲能300MW，配置風電300MW。方案二：煤電180MW(調(diào)峰0.8)，配置風電200MW。方案三：煤電170MW(調(diào)峰0.8)，配置風電350MW。方案四：氣電170MW(調(diào)峰1.0)，配置風電350MW。方案一3020353530000000004.3621.934.84.29方案一15498010332018081018081021000000007200068000000044200風電年運行成本（萬元）5040336058805880儲能年運行成本（萬元）4200000煤電年運行成本（萬元）0684064600煤電年燃料成本（萬元）019656136060氣電年運行成本（萬元）0002168氣電年燃料成本（萬元）0005502018701294----286年費用（萬元）41982474544956134021年發(fā)電量收益（萬元）600108680810240681016年凈收益（萬元）1802839353528454699525201050-51412108643456712131415161718192021222324345671213141516171819202122232420——儲能出力——風電出力123456789101112131415161718192021222324火電出力風電出力2520105025201050123456789101112131415161718192021222324火電出力風電出力123456789101112131415161718192021222324氣電出力風電出力1）在考慮確保出力曲線基本一致的前提下，氣電+風電的系統(tǒng)可以實現(xiàn)代替儲能+2）從年凈收益來看，煤電+風電系統(tǒng)的收的年發(fā)電電量比煤電年發(fā)電電量少，對比新增相同容量的煤電和氣電裝3）盡管煤電+風電的凈收益較高，但棄電率同樣較高，無法實現(xiàn)高比例新能源消納的要求。雖然氣電+風電的凈收益較高且棄電率較低，但未來隨著碳成本的不斷提升、儲能建設(shè)一次成本逐步降低的發(fā)展因素，以及不斷完善儲能收益機制，考慮儲能容量電價收益、共享模式參與市場等收益方式落實落地，風光儲融合湖南省風光蓄儲融合發(fā)展模式的效益分攤方法研究為推動電力結(jié)構(gòu)向清潔能源轉(zhuǎn)型，我國在“十四五”期間提出了規(guī)劃建設(shè)“水風光儲一體化”能源基地的發(fā)展思路，儲能技術(shù)主要能夠提高風電和光電等可再生資源的消納率，促進節(jié)能減排，保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，提高一體化系統(tǒng)整體經(jīng)濟效益，但目前一是在市場機制方面，利益沖突是儲能機組助力于新能源消納面臨的重大挑戰(zhàn)。二是在運營策略方面，儲能電站運營基于傳統(tǒng)的峰谷價差運行套利策略，不能夠保證投資成本回收，儲能電站為電力系統(tǒng)提供的穩(wěn)定運行服務(wù)不能得到合理回報。三是在規(guī)劃建設(shè)方面，風光蓄儲一體化系統(tǒng)內(nèi)部各能源設(shè)施由單一主體投資建設(shè)運營，但以抽水蓄能為例，其建設(shè)周期長，提供的輔助服務(wù)缺乏合理的投資回報模式，一體化系統(tǒng)整體將承擔較大的投資風險。儲能電站能量時移和削峰填谷的能力給水風光蓄儲一體化系統(tǒng)中其他發(fā)電主體帶來了效益，但自身卻不能因此獲得相應(yīng)的價值補償，因此，如何合理建立合理的一體化系統(tǒng)內(nèi)部效益分配策略，并對儲能電站的價值給予相應(yīng)補償是當前亟需解4.2風光蓄儲融合發(fā)展內(nèi)部效益分攤方法本課題提出一種適用于風光蓄儲一體化系統(tǒng)的內(nèi)部效益分攤方法。先以經(jīng)濟效益最大化為目標、考慮聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)中各發(fā)電主體的建設(shè)運營成本和發(fā)電效益建立了一體化系統(tǒng)的優(yōu)化調(diào)度模型，基于合作博弈的shapley值法搭建一體化系統(tǒng)內(nèi)部效益分攤機制；然后納入輸電平穩(wěn)性約束以保證系統(tǒng)能夠安全穩(wěn)定的供應(yīng)電力；再從技術(shù)、經(jīng)濟和環(huán)境三個角度出發(fā)，提出綜合貢獻度評價指標，采用熵權(quán)法計算各發(fā)電主體對一體化系統(tǒng)的邊際貢獻權(quán)重，最后建立考慮綜和貢獻度的內(nèi)部效益分攤機制，內(nèi)部效益分攤方法的詳細計算流程本方法考慮了各發(fā)電主體對整一體化系統(tǒng)的綜合貢獻度和儲能帶給各發(fā)電主體的電量基于合作博弈的值法一體化系統(tǒng)內(nèi)部各發(fā)電主體效益分攤比例風光儲一體化系統(tǒng)基于合作博弈的值法一體化系統(tǒng)內(nèi)部各發(fā)電主體效益分攤比例風光儲一體化系統(tǒng)經(jīng)濟收益最大化綜合效益指標綜合效益指標邊際貢獻值各發(fā)電主體綜合貢獻度權(quán)重一體化系統(tǒng)綜合效各發(fā)電主體綜合貢獻度權(quán)重一體化系統(tǒng)綜合效益指標評價體系?可再生能源利用率?輸電線路負載率?減少碳排放量本方法從風光蓄儲融合發(fā)展運營角度出發(fā)，從可再生能源利用率、輸電線路負載率和減少碳排放量3個層面設(shè)計綜合貢獻度評價指標，基于合作博弈的shapley值法搭建考慮綜合貢獻度的融合發(fā)展系統(tǒng)內(nèi)部效益分攤機制，有利于風光蓄儲融合發(fā)展運營商通過綜合貢獻度和邊際效益考核，彌補了傳統(tǒng)shapley值法的平均主義缺陷，提出的綜合貢獻度考核機制有利于避免各發(fā)電主體間的利益沖突，同時提高了儲能機組助力于可再生能源消納4.3融合發(fā)展模式的成本分攤案例分析以某水風光蓄融合發(fā)展清潔能源基地為例，該基地規(guī)劃風電、光電、水電和抽的裝機容量分別為400MW、500MW、200MW和200MW，各電站的其他參數(shù)如表4-1所示。輸電線路的最大輸電功率為300MW，輸電功率波動范圍為±5%。水風光蓄融合發(fā)展系統(tǒng)的經(jīng)濟壽命周期為25年，貼現(xiàn)率為5%。融合發(fā)展系統(tǒng)建設(shè)項目的資本金比例為20%，剩余80%銀行項目貸款，采用等額本息還款方式分25年還清，長期貸款利率（元/kW）（kg/kWh）30060~70%64000.01400330020.032480700090.00218055002.50.0018根據(jù)融合發(fā)展系統(tǒng)的主要參數(shù)表，構(gòu)建表征融合發(fā)展系統(tǒng)綜合效益的評價指標體系(3)減排效益：水電、風電、光電和抽蓄機組的制造、材料運輸和融合發(fā)展發(fā)電系統(tǒng)增加風電和光伏的利用率可以降低火電發(fā)電量的比例，相當于減少火電的能耗，根據(jù)建立的各發(fā)電主體對融合發(fā)展系統(tǒng)的綜合效益評估指標，計算各發(fā)電主體的邊際貢獻值，并根據(jù)信息論基本原理，依據(jù)熵權(quán)法確定綜合貢獻度指標體系0.0340.3630.3720.1760.0400.3380.3130.1680.1490.2620.2780.2900.2340.1650.365計算各利益發(fā)電主體的獲益情況。根據(jù)Shapley法，發(fā)電利益主體i分配到的聯(lián)合發(fā)電增益為該利益主體給所有合作聯(lián)盟帶來邊際增益的加權(quán)值φi在Shapley值分攤值的計算基礎(chǔ)上，引入各發(fā)電主體的綜合評價權(quán)重σi，對上述算法進表4-3一體化系統(tǒng)中各發(fā)電主體效益分攤結(jié)果0.1760.1680.2900.365Shapley值分攤值0.3550.2390.296修正后Shapley值0.2730.1760.3760.175在進行融合發(fā)展系統(tǒng)內(nèi)部收益權(quán)重分配時，系統(tǒng)中儲能（抽蓄）的收益比例從0.110提升本方法從風光蓄儲融合發(fā)展運營角度出發(fā)，從可再生能源利用率、輸電線路負載率和減少碳排放量3個層面設(shè)計綜合貢獻度評價指標，基于合作博弈的shapley值法搭建考慮綜合貢獻度的融合發(fā)展系統(tǒng)內(nèi)部效益分攤機制，有利于風光蓄儲融合發(fā)展運營商通過綜合貢獻度和邊際效益考核，彌補了傳統(tǒng)shapley值法的平均主義缺陷，提出的綜合貢獻度考核機制有利于避免各發(fā)電主體間的利益沖突，同時提高了儲能機組助力于可再生能源消納湖南省風光蓄儲融合發(fā)展的政策建議和保障措施根據(jù)湖南省風光蓄儲系統(tǒng)對火電替代作用的計算結(jié)果，盡管新能源和儲能系統(tǒng)一定程度可以替代火電+新能源系統(tǒng)，但在儲能技術(shù)成本突破前，火電的保供作用仍無法完全替代。在雙碳目標下，建議主管部門優(yōu)先考慮發(fā)展儲能+新能源的發(fā)展模式，并根據(jù)預(yù)測并提出對抽水蓄能、新型儲能、火電的實際建設(shè)需求與建設(shè)時序，合理控制電力系5.2完善湖南省儲能容量電價機制一是充分考慮儲能