（6）長時儲能可用性的影響

第6章中介紹的美國幾個地區的模型結果，以及作為研究團隊在本章第7.2.3節中評估分布式儲能系統影響的一部分討論的低成本鋰離子電池儲能方案，強調了獲得低成本的鋰離子電池的重要性，從而用于電網脫碳。預期電池成本的下降趨勢，尤其是長時儲能的成本下降也很重要。在這里，研究團隊探討了從2040年開始的長時儲能技術的可用性如何影響印度電力系統的發展。在研究團隊的分析中，使用熱儲能作為長時儲能的代表技術，并檢查其在不同碳排放政策情景下的作用，包括假設沒有碳排放政策的參考案例和碳價格從2030年的20美元/噸上漲到接近的情景到2050年的50美元/噸。研究團隊還考慮了長時儲能在替代成本和性能假設下的作用（即中低端成本假設，在2040年和2050年保持不變）。

圖7.17表明，在研究團隊的參考案例中，在印度部署具有儲熱屬性的長時儲能系統，能夠在2050年將可再生能源棄電量減少了76%，并將可再生能源裝機容量增加了70%（假設長時儲能的成本中等）。由于液流電池等長時儲能技術的裝機容量和儲能容量可以獨立擴展，因此可以優化這些長時儲能技術以最大限度地提高利用率，從而最大限度地降低成本。將研究團隊的中低成本長時儲能（熱儲能能）案例與參考案例（顯示2020年至2050年間碳排放量增加48%）進行比較，長時儲能的可用性有助于將燃煤發電量減少53%～58%，碳排放量減少54%～58%，到2050年電力系統成本將增加56%～59%。研究團隊的結果還表明，到2050年使用長時儲能可以替代更多的鋰離子電池儲能系統，而在中低成本場景下，長時儲能的持續時間將分別增加到8.6和10.4小時。

(資料圖片僅供參考)

圖7.17參考案例（第1列）和中低成本長時儲能案例（分別為第2列和第3列）的模型結果

盡管取得了這些有利的結果，但部署的長時儲能系統不足以完全取代新的燃煤發電設施，并且對現有燃煤發電廠的影響相對較小。圖7.18表明，相比之下，在碳排放的限制下，到2050年可以使長時儲能系統完全取代新的燃煤發電，并使發電成本最優。這導致到2050年燃煤發電的使用量與2020年相比實際上減少了97%，在低成本和中等成本長時儲能（熱儲能）情景下，碳排放量分別減少98%。與沒有部署長時儲能的碳排放政策情景相比，這些情景中的長時儲能系統可用性還將總折扣系統成本降低了56%～62%。這凸顯了在目前依賴燃煤發電的新興市場和發展中經濟體（EMDE）中，使用長時儲能技術（如熱儲能）可以在電網脫碳方面發揮關鍵作用。

圖7.18高碳價格案例（第1列）和中低成本儲能系統的模型結果（分別為第2列和第3列）

7.3 評估儲能系統在供應受限發展中的作用

在發電量不足以滿足負荷需求的新興市場和發展中經濟體（EMDE），停電是司空見慣的事情。尼日利亞的發電量僅占峰值需求的26%。需要可靠電力的商業和工業(C&I)客戶通常必須安裝大型備用發電機（通常是柴油發電機）或與微電網開發商簽訂合同。來自微電網的電力通常由太陽能發電設施與電池儲能系統或柴油發電機相結合提供，無論是用戶承包還是擁有這些設施，其電價通常比電網供電貴得多。尼日利亞配電商AEDC公司最近推出了一項名為“AEDC分布式能源解決方案和戰略”(DESSA)的計劃，旨在通過有效地結合備用電源，為有意愿的客戶提供可靠和低成本的服務，并由第三方提供。根據DESSA計劃，監管機構允許分銷商與第三方簽訂合同，在其服務區域的一部分內向其客戶供電，在一天的約定時間內按這些客戶與第三方供應商單獨協商的電價，必須經過監管部門批準。分銷商有義務以規定的電價為客戶供電，并且如果電力中斷，則必須向第三方支付罰款。

在這種情況下，第三方供應商有義務向客戶供貨。根據停電的可預測性和持續時間以及負載的時間特性，第三方供應商通常會尋求設計一種發電組合，以最大限度地降低供應商的固定成本和運營成本。這通常是太陽能發電設施與電池儲能系統以及柴油發電機的組合。在目前的情況下，當第三方供應商通過電網基礎設施分配電力時，會向第三方供應商收取分布式使用系統(DUoS)費用。AEDC公司目前沒有從第三方供應商購買多余發電的計劃。

研究團隊的分析只關注發電設施的設計和成本。在這里，研究團隊研究了各種電網中斷模擬下的混合發電組合，以評估儲能系統在尼日利亞等供應受限供電環境中的作用，在該環境中，配電級別的負載無法滿足通常是由于電力供應不足電網擁塞，不像在印度的大城市那樣。研究團隊沒有討論輸電層面的儲能系統，因為儲能系統不能有效地緩解整體供應短缺。

7.3.1 方法

研究團隊使用基于運營的設計優化模型來確定不同電網可用性情景下成本最低的小型電網系統的規模。考慮的資源是太陽能發電設施、電池儲能系統、備用柴油發電機。該模型的目標函數包括上述資源的年投資和運營成本。這些成本受到太陽能和電網供應資源可用性和電池儲能系統操作相關的限制。研究團隊在模型中包含以下費用：(1)DUoS費用，是項目開發商為使用配電網絡向公用事業公司支付的電力費用；(2)開發商費用是指開發商從公用事業公司購買電力為消費者供電或為電池儲能系統充電。電網可用性構建為每小時時間序列，包括隨機模擬頻率和持續時間的停電。對于每個投資期，在給定電網可用性的情況下，生成的程序會生成一個確定性的解決方案。為了探索小型電網設計和資源組合隨著時間的演變，研究團隊對2020年、2025年和2030年三個投資期進行了優化。為了研究不確定電網中斷的影響，研究團隊對描述的電網可用性配置文件集合采用了蒙特卡羅模擬方法。研究團隊報告了集成中最常出現的系統設計。

7.3.2 儲能在并網微型電網中的作用：來自尼日利亞的見解

在研究團隊的案例研究中，研究團隊使用尼日利亞首都阿布賈市Wuse市場的負載曲線作為參考。Wuse市場是一個當地的露天商品和食品市場，有2,155家商鋪，并在2019年產生了993kW的峰值需求。這個峰值通常發生在下午1點到4點之間。當市場在晚上關閉時，負載大幅減少（能耗主要來自共用的冷藏室）。2018年Wuse市場負載能耗占電網總需求的10%。使用上述方法，研究團隊對該市場采用的太陽能發電設施和鋰離子電池儲能系統的發電系統的成本優化設計進行建模，考慮到第三方發電設施的費用和柴油發電機成本，以及預計到2030年Wuse市場的電力需求增長。研究團隊發現，在這些假設下，成本最優的發電組合主要來自太陽能系統和電池儲能系統，可以將供電服務延長到下午晚些時候。圖7.19展示了研究團隊的參考案例結果，其中電網供應可用性對應于AEDC公司對2020年和2025年期間計劃電網中斷的預測。預計到2030年將不會出現電網中斷的情況。

圖7.19 沒有模擬電網中斷的小型電網設計結果

在經濟調度下，如果有其他資源以較低的成本可用，微電網開發商可能會選擇不采用電網的電力來滿足電力需求，而是使用電網的電力為電池儲能系統充電，如圖7.20所示。柴油發電主要服務于夜間需求，并可在預定的電網中斷期間作為發電來源。經濟可行的微電網在2020年的發電和運行系統成本為0.3美元/kWh，而柴油發電機的平準化成本在36%和16%的容量系數下分別在0.3美元/kWh和0.6美元/kWh之間。柴油發電機相對較低的成本使它們對小型電網開發商具有吸引力，以滿足夜間需求并在電網中斷期間提供備用電源。

圖7.20 沒有模擬電網停運的微電網調度情況（參考案例）

因此，即使在采用低成本儲能系統的情景中，研究團隊發現柴油發電機也可以包括在內，盡管儲能容量比參考案例低68%，但擴大太陽能發電設施的部署，減少了對電網電力的需求。在現行電價下，由于很少使用的配電網絡的固定運營和維護成本，電網的電力在一天中的某些時間與微電網的電力（通過儲能系統放電）相比競爭力減弱，這可以應用在Wuse市場。需要注意的是，電網在正常運行條件下從規模經濟中獲利，因此比微電網更加經濟可行。然而，由于電力短缺，與AEDC公司談判的電價必然更高。

為了了解電網中斷如何影響儲能系統的作用和價值，研究團隊研究了在電網供應不確定的情況下的最佳系統運行和規模——換句話說，當電力中斷是隨機而不是預定時。圖7.21突出顯示了與參考案例相比的三個模擬結果：(1)不頻繁的電網中斷；(2)頻繁的電網中斷；(3)電網中斷（即沒有電網可用性）。電網中斷以每個建模周期遞減的速率進行模擬。圖7.21表明，計劃外的電網中斷往往更適合采用柴油發電機，因為它是可調度的并且資本成本低。此外，在建模中不同的電網中斷方案中，與參考案例相比，部署儲能系統有所減少。著眼于第一個時期（2020年），當對微電網的初始投資發生在每個建模時期的最高停電頻率和最長停電時間時，研究團隊注意到更頻繁的電網中斷導致更多的柴油發電和更少的儲能容量（圖7.21）。

當電網斷開連接時，儲能系統為太陽能發電設施提供了補充。在低儲能成本假設下，上述和圖7.21所示的電網-柴油-儲能之間的關系保持不變。研究團隊得出的結論是，鑒于電網供應的不確定性，電池儲能系統在短期內為工商業微電網客戶提供備用電源方面的作用有限。此外，由于預計電網供電會隨著時間的推移而改善，儲能系統并不是一種經濟可行的解決方案，因為隨著電網供電的價格將會降低，作為備用電源解決方案的儲能系統投資回報將會下降。在電力供應受限的環境中，儲能系統的作用僅限于為可再生能源發電提供補充。需要注意的是，AEDC公司的情況可能與德里配電公司的情況相似，一旦電網供應充足，儲能系統可以作為一種非線纜替代方案來推遲電網升級。

7.4 結論和要點

本章在新興市場和發展中經濟體(EMDE）的三個不同典型用例的背景下考慮部署儲能系統 ：

（1）需求驅動國家（例如印度）的配電系統需要部署更多的儲能系統，在這些國家，儲能系統可以作為一種非線纜替代方案來推遲成本高昂的配電系統升級，否則這些升級是應對快速增長的峰值負載所必需的措施，主要是由空調負載需求增長的驅動。

（2）需求驅動型國家的發電和輸電系統的儲能應用，電力需求的整體增長和對可變的可再生能源發電依賴的轉變推動了儲能系統的采用。

（3）在供應受限的國家（例如尼日利亞）的應用，在這些國家，滿足電力需求的電網可用性的持續時間和供電不確定性，是儲能系統作為使用柴油發電機的替代方案的關鍵驅動因素。

研究團隊對印度配電系統儲能系統應用的分析得出以下主要結論：

?印度與許多其他新興市場和發展中經濟體（EMDE）一樣，正在經歷持續而快速的電力需求增長。在峰值需求增長速度快于總體需求的住宅配電系統中，需要為峰值負載提供電力服務，這為儲能問罪提供了一個重要的用例。

?與發達國家相比，印度交通電氣化在推動預計的高峰需求增長方面的作用要小得多。這主要反映了兩輪和三輪電動汽車在印度的作用。

?根據對印度四個特大城市的分析，具有成本效益的電池儲能系統可以推遲配電系統的升級，否則這些升級對于滿足迅速上升的住宅峰值電力需求是必要的措施。研究團隊的分析表明，到2040年，印度四個特大城市的配電系統應用需要部署高達140GWh的短時儲能系統（鋰離子電池儲能系統）。與印度相比，有幾個因素解釋了儲能系統在印度電力系統應用發揮相對較大的作用。：

–一般而言，印度的城市電t系統比發達國家更加擁塞。例如在德里，可用的電力支線數據表明，28%的電力支線平均負載量為60%或更多。相比之下，美國馬薩諸塞州國家電網服務區域的饋線平均負載量為34%。

–印度的高融資成本增加了儲能系統的相對價值，以推遲配電網絡中的電力線路升級。

–空調是預計印度主要城市電力需求增長的主要驅動力。此外，在印度等發展中國家，空調使用的特點（例如主要采用分體式空調）使其使用不如發達國家那樣靈活，并導致電力需求峰值更高、更集中。

研究團隊對印度電網儲能系統應用的分析得出的主要結論：

?到2050年的額外需求可以通過可再生能源發電設施和短時儲能系統（鋰離子電池儲能系統）的組合在很大程度上得到滿足，同時大幅減少對燃煤發電或天然氣發電的依賴。這將需要部署更多的可再生能源發電設施。新的和現有的燃煤發電繼續作為2050年主要的發電來源，除非受政策限制。

?輸電層級的短時儲能系統（鋰離子電池）可以經濟高效地部署，而到2050年印度將部署更多的可再生能源發電設施。短時儲能需求與空調的電力需求密切相關。

?由于規模龐大，到本世紀中葉，印度很可能成為鋰離子儲能系統的主要市場。例如，在這項研究評估的鋰離子儲能系統的成本、天然氣價格和空調高需求的不同情景中，到2040年，印度部署的電網規模鋰離子儲能系統的裝機容量和儲能容量可能分別高達668GW和4,716GWh。

?如果能夠比鋰離子電池儲能系統具有更高的充電和放電率、更高的儲能容量以及更低的資本成本，那么長時儲能可以在2050年大幅取代新的燃煤發電設施，并減少電網碳排放。將這種碳排放政策與其他技術方案相結合，例如低成本的鋰離子儲能系統以及更低的天然氣價格或者部署具有上述特征的長時儲能技術，可以在2050年之前淘汰燃煤發電設施，并實現近乎完全的電網脫碳，同時還可以部分降低電力系統由于碳排放限制而增加的成本。

研究團隊對儲能系統在供應受限的電力系統中的作用的分析得出的主要結論：

?在發電供應不足的國家的輸電或配電系統中，電池儲能系統提供了一種潛在的重要手段，可以提高短期停電的電力服務可靠性，減少住宅和商業消費者的柴油消耗量，并降低這些消費者的電力成本（包括用于備用柴油發電機）。

?在一些住宅和商業環境中，當電網中斷頻繁且持續時間較短（幾個小時）時，可以預測具有儲能系統和太陽能發電設施的微電網可以與備用柴油發電機進行競爭。然而，如果停電是不可預測的并且可能持續很長時間，那么采用備用柴油發電機更加經濟可行。

麻省理工學院能源計劃未來研究報告

麻省理工學院能源計劃未來研究報告：儲能技術的未來（一）

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麻省理工學院能源計劃未來研究報告：新興市場和發展中經濟體部署儲能系統的考慮因素（十七）

麻省理工學院能源計劃未來研究報告：電力系統采用儲能系統的驅動因素（十八）

麻省理工學院能源計劃未來研究報告：評估儲能系統在供應受限發展中的作用（十九）

麻省理工學院能源計劃未來研究報告：具有儲能系統的脫碳電力系統的治理（二十）

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