各种储能技术中得到最广泛应用的是抽水蓄能电站，占有99％的市场份额。本文从抽水蓄能电站的投资运行现状入手，对比分析储能技术的经济性，推导储能技术取得经济性的条件，并提出建议。 1. 抽水蓄能电站投资运行现状及特点 1.1 抽水蓄能电站投资运行现状
目前全国已建成抽水蓄能电站20座，装机容量1184.5万千瓦，在建电站11座，总规模1308万千瓦。以下是几个抽水蓄能电站的投资运行情况： 1） 天荒坪抽水蓄能电站，总装机容量为180万千瓦（6×30万千瓦），属日调节纯抽水蓄能电站，2000年底竣工投产。年发电量31.6亿千瓦时，年抽水耗电量42.86亿千瓦时，发电满负荷利用小时数1756小时，抽水满负荷利用小时数2381小时。总投资62.4亿元，单位千瓦造价3467元，由上海、江苏、浙江、安徽、华东电力集团公司共同投资。经营模式为两部制电价，即由容量电价与电量电价综合计价（容量电价按照固定成本部分确定，电量电价按照变动成本确定），且以容量电价为重头。2000年国家计委批准了天荒坪的两部制电价，其中容量电价470元/(千瓦*年)，电量电价0.264元/千瓦时，抽水电价0.1829元/千瓦时，目前电站已经实现盈利。
2） 溪口抽水蓄能电站，总装机容量为8万千瓦（2×4万千瓦），1997年底建成运行。电站总投资为3.3亿元，单位千瓦造价4125元，由宁波市电力公司、香港香宁集团共同投资。年均发电1.43亿千瓦时，抽水电价为0.23元/千瓦时，发电电价为0.62元/千瓦时。
3） 广州抽水蓄能电站，总装机容量240万kW，上、下水库均系利用天然库盆。广州抽水蓄能电站兴建的目的，是使深圳大亚湾核电站平稳安全运行，为广州电网调峰、调频、调相及事故备用。由南方电网公司、国投资产管理公司和中广核能源开发有限责任公司于1988年3月按54%、23%、23%股份比例投资。以一期电厂为例，年平均吸收低谷电量14.05亿kWh、调峰发电量10.8亿kWh；平均每台机年运行时间2217h，平均每台机每天启动2.25次；当系统有事故周波低
于49.8Hz时，平均每年紧急启动16.5次。电站分两期建设，总装机8台，每期4台，一期工程1994年全部建成，二期工程2000年投入商业运行。电站建设总投资约58亿元，其中一期工程竣工结算投资为26.8353亿元，单位千瓦投资2236元，二期工程单位千瓦投资约2600元。广州抽水蓄能电站第一期容量一半租赁给了香港中华电力公司，另一半租赁给了南方电网；而二期容量则由南方电网租赁。由于是租赁给电网收租赁费，所以抽水蓄能电站不受水量、电网发电量、宏观经济等因素的影响，收入稳定。公开数字显示，广蓄公司 2008年、2009年分别实现利润总额17454万元和16626万元。
4） 惠州抽水蓄能电站，规划装机容量2400MW（8台300MW机组），蓄能容量34065.3MWh。到设计水平年2010年，年发电量45亿kWh，年抽水耗电量60.03亿kWh。水库为周调节。股权结构与股权比例与广州抽水蓄能电站相同。截至去年年底已投产四台机组，计划2011年10月全部建成发电。国家发改委已批复了惠州抽水蓄能电站租赁费为9.99亿元，惠蓄电站投资估算在75亿元左右，单位千瓦投资3125元，单位千瓦时投资220元。 1.2 抽水蓄能电站特点
装机容量与蓄能容量互相独立，即功率与容量独立，单位千瓦造价在2236-4125元，单位千瓦时投资约220元。
抽水蓄能的建设管理体制存在两种基本模式：电网企业独资的自营体制模式和独立发电有限公司的体制模式。两种体制模式又对应了几种运营模式：电网独资电厂的车间运营模式，独立发电厂的运营模式，独立发电厂与电网租赁经营的运营模式。在基本的建管体制和运营模式的基础上，又可以根据互补、互惠原则形成若干联合开发模式，比如蓄网联合、蓄核联合、蓄火联合，甚至蓄水联合等开发模式。运营管理模式是抽水蓄能电站能否充分发挥综合效益的关键。目前，从我国建成的抽水蓄能电站来看，广州抽水蓄能电站的租赁模式最为成功。
抽水蓄能电站通过为电网提供调峰、调频、调相及事故备用等辅助服务取得回报，由使用辅助服务的企业付费，包括电网、电厂、用户。收费模式可以归纳为两种，一种是容量电价，按照装机容量收费，与发电量无关，是抽水蓄能电站的主要收费模式；另一种为电量电价，是辅助收费模式。投资回收期约7-8年。
2. 储能技术经济性分析
在电网辅助服务市场化且对各种储能技术均开放的前提下，参考抽水蓄能电站的两种收费模式进行分析。 2.1 按照容量电价收费
为了分析方便，设定以下条件：
1) 收费标准是500元/（kW*年）。国内天荒坪抽水蓄能电站，容量电价为
470元/（kW*年），考虑到该电站还有电量电价，全部折算为容量电价应在500元/（kW*年）左右。
2) 电池寿命15年，新型压缩空气和抽水蓄能电站寿命30年。 3) 年运行小时数参考天荒坪抽水蓄能电站，取4137小时。
4) 提供辅助服务对充放电次数的要求是15年启动12319次以上。参考广州
抽水蓄能电站的统计，平均每台机每天启动2.25次，每年启动821.25次，15年启动12319次。 计算原则：
1) 总固定投资包括电池本体和充电器、逆变器、控制设备等配套设施。 2) 寿命期内投资包括总固定投资和运行维护成本。总固定投资按照10年期
贷款考虑，年利率5.94％，每年还贷10％。 3) 投资和收益计算采用以下公式：
寿命期内投资＝1.3458×每kW总固定投资＋每kWh运行维护成本×年运行小时数×运行年限
寿命期内收益＝容量电价×运行年限 计算结果见下表：
储能技术经济比较表一
电池序号 名称 循环次数 价格(元配套价格(元总固定投资(元运行维护成本(元容量电价(元/(kW*寿命期内收益(元/kW) 寿命期内投资(元/kW) 收益/投循环次数能否要求 /kW) /kW) /kW) 1 2 3 4 5 6 7 8 LEAD-ACID铅酸蓄电池 NaS钠硫电池 A123磷酸铁锂电池 比亚迪磷酸铁锂电池 钛酸锂锂离子电池 VRB钒液流电池 经济的电池储能技术 新型压缩空气储能 800 2500 2000 2000 1000 3000 4000 4200 3000 7200 资比 满足/kWh) 年)) 0.01 0.01 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 7500 6040 1.24 否 7500 10375 0.72 否 7500 14169 0.53 否 7500 10104 0.74 否 7500 14169 0.53 是 7500 10375 0.72 是 7500 7530 1.00 是 15000 8015 1.87 是 15000 5983 2.51 是 7500 6582 1.14 是 7500 7530 1.00 是 7500 7530 1.00 是 7000 3000 10000 0.01 4000 3000 7000 0.01 12000 7000 3000 10000 0.01 13000 4200 3000 7200 12319 2500 2600 5100 30000 100000 5000 3500 5100 5100 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 9 抽水蓄能 10 超级电容器 11 飞轮 12 超导 50000 1400 3000 4400 表中铅酸电池虽然投资低，但循环次数不能满足要求。超级电容器、飞轮、超导三种储能技术的特点是储能时间短、功率大，折算到单位功率的投资较低，储能时间一般在毫秒到分钟级，远低于电池和抽水蓄能电站的储能时间，其调节作用与抽水蓄能电站有较大的差异，其容量电价也应与抽水蓄能的容量电价有较大差异。表中按抽水蓄能的容量电价计算出可以盈利的结果不能作为投资依据。
新型压缩空气储能、抽水蓄能能够盈利。
经济的电池储能技术一栏为初步测算，根据测算结果，具有经济性的储能电池技术应该具有的最低要求：寿命15年以上，循环次数在12000次以上，总固定投资在5100元/kWh以下，如考虑配套价格2600元/kWh，则电池本体应在2500元/kWh。此外，考虑到目前提供辅助服务的抽水蓄能电站发电机组功率与水库
的蓄能容量相互独立，在最大负荷下可以连续运行多个小时，如惠州抽水蓄能电站可运行14.2小时，而对于容量1kWh的电池，以功率1kW充放电时间最多1小时，如果要求电池达到抽水蓄能电站的储能时间，电池的容量需要相应的大幅增加。对于非液流电池，由于功率与容量不能分离，加大电池容量意味着成本大幅度上升；而对于液流电池，由于功率与容量独立，可以单独加大容量而不提高功率，如果成本变化不大将具有一定的竞争性。 2.2 按照电量电价收费
为了分析方便，设定以下条件：
1) 实行分时电价，能够在低电价时段购买电能充电，高电价时段出售电能
放电。电价参考溪口抽水蓄能电站，购电电价为0.23元/千瓦时，售电电价为0.62元/千瓦时。
2) 电池的寿命期15年，在寿命期内有经济性的充放电每天最多一次，除钒
液流电池外，功率与容量对应，因此寿命期内每kW售电量上限取5475kWh。钒液流电池功率与容量分离，配置较大的蓄能容量，计算中分为两种，VRB钒液流电池一行取1h蓄能容量，经济的钒液流电池一行取6.3h蓄能容量（5475×6.3＝34493）。
3) 新型压缩空气和抽水蓄能电站寿命30年。抽水蓄能电站的蓄能容量大于
装机容量，参考溪口抽水蓄能电站，每天满负荷发电运行4.9小时。新型压缩空气储能功率与容量也可以分离，计算中考虑两种情况，新型压缩空气储能1中取1小时蓄能时间，新型压缩空气储能2中取3.3小时蓄能时间（10950×3.3＝36135）。
4) 超级电容器、飞轮、超导三种储能技术的储能时间短，为简化分析，暂
按每天累计储能1小时计算。 计算根据以下公式进行：
寿命期内投资＝1.3458×每kWh总固定投资＋每kWh运行维护成本×放电深度×寿命期内每kW出售电量
寿命期内收益＝（每kWh售电价格－每kWh购电价格/循环效率）×放电深
度×寿命期内每kW出售电量 计算结果见下表：
储能技术经济比较表二
寿命序号 放电名称 深度％ 期内每kW出售电量(kWh) LEAD-ACID1 铅酸蓄电池 2 3 NaS钠硫电池 A123磷酸铁锂电池 比亚迪磷4 酸铁锂电池 5 6 7 钛酸锂锂离子电池 VRB钒液流电池 经济的钒液流电池 新型压缩8 空气储能1 新型压缩9 空气储能2 10 抽水蓄能 11 超级电容器 100 53655 100 100 100 5475 5475 5475 75 90 90 90 4125 0.1 0.62 0.23 16812 10954 1.53 0.23 0.23 0.23 1995 17656 0.11 1995 27140 0.07 1995 40688 0.05 100 36135 70 5000 0.1 0.62 0.23 10531 10388 1.01 100 10950 70 5000 0.1 0.62 0.23 3191 7869 0.41 100 100 5475 5475 90 70 70 7000 3000 10000 0.21 4200 3000 7200 0.01 0.62 0.62 0.23 0.23 1995 14698 0.14 1596 9809 0.16 100 2000 90 4000 3000 7000 0.21 0.62 0.23 729 9904 0.07 75 70 100 100 1500 4500 2500 2000 75 75 90 90 1000 3000 4000 1000 3000 4000 4200 3000 7200 0.15 0.15 0.15 0.62 0.62 0.62 0.62 0.23 0.23 0.23 0.23 353 5588 0.06 987 5892 0.17 911 10130 0.09 729 13968 0.05 100 800 75 1000 3000 4000 0.15 0.62 0.23 251 5539 0.05 循环效率％ 电池价格(元配套价格(元总固定投资(元运行维护成本(元/kWh) 售电价格(元购电价格(元寿命期内收益(元/kW) 寿命期内投资(元/kW) 收益/投资比 /kWh) /kW) /kW) /kWh) /kWh) 7000 3000 10000 0.21 100 34493 4200 3000 7200 0.008 0.62 0.23 10052 10031 1.00 10000 3000 13000 0.008 0.62 20000 0.008 0.62 30000 0.008 0.62 12 飞轮 13 超导 从上表可以看到，抽水蓄能电站具有经济性，新型压缩空气储能在储能时间达到3.3小时以上的条件下具有经济性。钒液流电池储能在单位千瓦总投资7200
元时，如果储能时间能够达到6.3小时以上将具有经济性，此时的单位千瓦时总投资7200/6.3＝1143元。
3. 储能技术应用于风电等间歇性新能源发电的经济性分析 3.1 储能技术在风电等间歇性新能源发电中应用分析
储能技术的主要用途：
1) 改善风电等间歇性新能源发电出力特性，减小甚至消除对电网旋转备用
容量的使用。
2) 在夜间风电大发的时候储存电力，在白天负荷高峰供电，使风力发电量
最大化，同时减小对电网调峰容量的使用。
以上两种用途可以归纳为利用储能装置为风电等间歇性新能源发电提供辅助服务替代电网的辅助服务。以风电为例，当前实施的是全电量收购政策，不管电力质量如何，都由电网无偿提供辅助服务，风力发电企业是没有动力提高发电品质和自己提供辅助服务的。但从长远来看，随着风力发电所占的比重越来越大，这种风电企业免费使用辅助服务，电网中提供辅助服务的发电企业得不到合理回报的不合理状况难以持续。因此风电的发展必须解决以下两个问题：
1) 提高风电品质。 2) 为使用的辅助服务付费。
解决第一个问题的措施是实行有条件收购发电量的政策，具体方法： 1) 收购实际发电出力与风电功率预测的误差小于一定值的电量，误差超过
允许值部分不收购。
2) 按照误差的大小采用不同的收购价格，误差小的价高，误差大的价低甚
至零电价。
风电企业为了利润最大化，将开展风电功率预测，在风电实际出力与风电预测出现超出允许值的误差时使用储能设备或者向电网购买辅助服务。
解决第二个问题的措施是或者向辅助服务付费，或者自己提供辅助服务，将
风电机组作为调度机组运行。
以上两个问题都要求应用储能技术，通过技术经济分析，抽水蓄能电站具有其他储能技术无可比拟的极低成本和长寿命，是最经济实用的储能技术。参考目前运营最为成功的广州抽水蓄能电站的租赁模式，可以设想储能技术的投资运营模式：
1) 风蓄联合运营，与核蓄联合运营类似。风电企业投资于抽水蓄能电站等
储能设施，自己提供辅助服务，与风电联合运营。在大规模风电基地附近配套建设抽水蓄能电站将具有很好的经济性。
2) 风电企业租赁一定容量的辅助服务。电网中能够提供辅助服务的企业不
仅包括抽水蓄能等各种储能电站，还包括火电、水电、燃机等具有调节能力的常规发电。
3.2 储能技术在风电等间歇性新能源发电中应用对电价的影响
无论风电企业是自己建设储能设施还是购买或租赁辅助服务都意味着风电成本的上升，如果现在的电价和发电量是合理的，在不改变现有经济性的前提下，成本的上升只能通过电价的上升得到解决。以下按照储能投资和电量的变化测算对电价的影响，电价变化量的计算公式：
电价变化△＝现电价×【（风电投资＋储能投资）/风电投资】×（原电量/现电量）－现电价
假设开展风电功率预测后仍有10％的电量不能被收购，通过安装储能设备或购买辅助服务，使其中的80％符合收购条件，风电装机每kW投资为8500元，相应的储能设备允许的投资上限为：8500×0.1×0.8＝680元/(kW风电装机)。上网平均电价目前为0.56元，当投资增加以后，电价相应调整到0.56×（8500＋680）/8500×（100/（90+10×0.8））＝0.62元/kWh，上涨0.06元，涨幅10％。不能被收购的电量比例变化时，储能设备的投资上限和要求的电价调整相应变化，见下表。
储能设备的投资上限及电价测算表
安装储能当前序号 电价(元/kWh) 风电单位投资(元设备前不能收购的比1 2 3 4 5 6 0.56 8500 0.56 8500 0.56 8500 0.56 8500 0.56 8500 0.56 8500 10 15 20 30 40 50 安装储能设备后增加的收购电量比80 80 80 80 80 80 储能设备单位投资上限(元/kW风电) 680 1020 1360 2040 2720 3400 3400 6800 1700 3400 0.62 0.06 10 2550 5100 0.65 0.09 15 3400 6800 0.68 0.12 21 0.74 0.18 32 0.80 0.24 43 0.87 0.31 56 15年寿命 30年寿命 15年寿命 30年寿命 配置10％储能设备单位投资上限(元/kW储能) 配置20％储能设备单位投资上限(元/kW储能) 调整后的电价(元/kWh) 电价变化(元电价变化幅/kW) 电量/kWh) 度％ 例％ 例％ 假设需要安装的储能设备的容量为风电装机容量的10％，寿命期为15年，风电设备的寿命期为30年，则储能设备的允许单位投资上限为：680/2/0.1=3400元/(kW储能)。如果需要安装的储能设备容量提高到风电装机的20％，则单位投资上限需要相应降低：680/2/0.2＝1700元。
由于缺乏实际测试数据，上述分析中有两个数据难以确定：
1) 有条件收购电量的条件不能确定，因此安装储能设备前不能收购电量的
比例不能确定。
2) 安装多大比例的储能设备可以提高多大比例的收购电量不能确定。 4 储能企业的经营现状
从前面的经济性分析可以看到，抽水蓄能由于成本低，在合理的运营模式下可以实现盈利。新型压缩空气储能技术尚不成熟，没有实例。电池储能由于成本很高，企业很少盈利。典型电池企业经营状况说明如下：
日本NGK：由于东京电力公司的支持，目前其财报宣称已经盈利。 日本住友电工：停止钒液流电池生产。 加拿大VRB：经营困难，被普能收购。
普能：依靠投资人的资金运营，没有盈利。 比亚迪：储能产业不盈利，消费锂离子电池盈利。
美国A123：储能产业不盈利，依靠投资人资金运营；消费锂离子电池盈利。 美国Altairnano：储能产业不盈利，依靠投资人资金运营。 5. 结论及建议
5.1 大规模储能最经济的是抽水蓄能，其次是新型压缩空气储能，单纯的电池储能不具有经济性。
间歇性新能源上网的问题可以通过向辅助服务付费、自建储能设施、提高电价等一揽子方案解决。最经济的储能技术是抽水蓄能，在风电基地附近将得到合理发展。其次是新型压缩空气储能，在技术成熟且成本进一步下降后，因其布置灵活可能得到较为广泛的应用。电池储能不具有经济性，难以成为主要的储能技术而大规模应用，但电池由于其布置的灵活性，可在无法应用抽水蓄能的离网系统、分布式电源、小规模应用中应用。
5.2 储能电池的成本难以下降到抽水蓄能的水平。
我国是世界上最大的铅酸电池生产国，铅酸电池历经百余年的发展，目前的单位功率成本是1000元/kW，加上配套设备在4000元/kW，由于功率与容量不可分离，因此单位容量成本也是4000元/kWh。近年来铅酸电池不断创新，如双极柱卷绕电池和双极电池、超级电池等，但仅仅是节省了一定的原材料，并没有改变铅酸的根本原理，成本的下降有限。
其他电池如锂电、钠硫功率与容量不可分离，原材料成本高于铅酸，即使大规模应用成本也高于铅酸电池。钒液流电池功率与容量分离，大规模应用以后单位容量成本有可能大幅度降低，但其可靠性有待进一步验证。
抽水蓄能装机容量与蓄能容量互相独立，单位千瓦造价在2236-4125元，与铅酸电池接近或略低；单位千瓦时投资约220元，远远低于铅酸电池。而且抽水蓄能电站的寿命是30年，而电池在维护良好的情况下寿命是15年，经折算后抽水蓄能的成本更低。
5.3 电池由于转换速度快，有可能与飞轮、超导、超级电容等共同作为抽水蓄能的补充，占有一定的市场份额，但容量并不是很大。
作为蓄能主要方式的抽水蓄能电站从启动到满负荷需要1-2分钟，由抽水运行工况转换到发电工况需要3-4分钟，而钛酸锂锂离子电池从全功率充电到全功率放电的转换时间在20ms以内，因此，电池虽然在成本上不具有优势，但在转换速度方面有一定优势，目前有研究将这种可大功率充放电的电池作为抽水蓄能电站的补充。从市场容量的估算看到2020年最大可能达到2.5-5GWh。 5.4 电池作为动力电池将首先在电动汽车产业得到大规模应用和发展
根据我国即将出台的《节能与新能源汽车发展规划(2011年至2020年)》，到2012年就可能达到100万辆电动车，按照每辆车15kWh的最低水平计算是15GWh，电动汽车的需求量远远大于储能产业。从电池生产企业参与的广度、深度、进度以及政策的支持程度来看，动力电池远远领先于储能电池。因此，电池作为动力电池将首先在电动汽车产业获得大规模应用。 5.5 几点建议：
1) 积极跟踪储能技术的发展，重点是新型压缩空气储能、钒液流电池等功
率和容量分离，单位蓄能（千瓦时）成本可能大幅度下降的储能技术。 2) 在政策允许时，积极参与抽水蓄能电站的投资，采用风蓄联合运营模式。 3) 积极参与储能示范电站的建设，综合应用各种储能技术，深入了解各种
储能技术的特性，充分发挥各种储能技术的优点，最优配置储能系统。为有条件收购政策和向辅助服务付费政策的推出做好充分准备。
参考文献：
1) 《对我国抽水蓄能电站发展的几点思考》 2) 《浙江省抽水蓄能电站考察报告》
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