適應(yīng)可再生能源消納的儲(chǔ)能技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析

劉 堅(jiān)

（國家發(fā)展和改革委員會(huì)能源研究所，國家可再生能源中心，北京 100038）

1 研究背景

我國承諾到2030 年非化石能源占一次能源消費(fèi)占比將達(dá)到25%左右，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量將達(dá)到12 億千瓦以上[1]。實(shí)現(xiàn)2060 年碳中和目標(biāo)，全國可再生能源發(fā)電需突破50 億千瓦，發(fā)電量占比需達(dá)到80%以上[2]。隨著風(fēng)光發(fā)電逐步演變成為主力電源，提升電力系統(tǒng)靈活性、消納可再生能源的需求日益迫切。2020 年全國棄風(fēng)電量達(dá)到166.1 億千瓦時(shí)，棄光電量達(dá)到52.6 億千瓦時(shí)，新疆、青海、西藏、甘肅等西部地區(qū)棄電率甚至超過10%[3]。近年來，配置儲(chǔ)能成為減少可再生能源棄電的有效手段，各地新能源配置儲(chǔ)能的熱情日益高漲[4-8]。青海等地也陸續(xù)開始探索新能源發(fā)電匯集站配置儲(chǔ)能的共享儲(chǔ)能建設(shè)運(yùn)營模式，儲(chǔ)能運(yùn)營模式也日益多樣化[9]。但目前學(xué)術(shù)界對新能源配置儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性研究仍有欠缺。

盡管以往經(jīng)濟(jì)性研究對各類儲(chǔ)能技術(shù)成本已有較為深入的分析，但以往文獻(xiàn)一般基于儲(chǔ)能產(chǎn)品技術(shù)參數(shù)評估其平準(zhǔn)化儲(chǔ)能成本(LCOS)，缺少結(jié)合具體應(yīng)用工況的對比分析。例如可再生能源消納場景下儲(chǔ)能充放電頻次與電網(wǎng)調(diào)峰可能存在較大差異。此外，未來儲(chǔ)能成本及運(yùn)行工況都可能出現(xiàn)較大變化，現(xiàn)有研究對未來以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)下儲(chǔ)能的成本變化缺少深入研究。因此，本文嘗試以國內(nèi)西部地區(qū)新能源配置儲(chǔ)能為案例，以LCOS為主線分析各類儲(chǔ)能技術(shù)在消納新能源應(yīng)用場景下的成本變化趨勢，為相關(guān)技術(shù)路線圖設(shè)計(jì)和政策制定提供決策參考。

2 研究方法及數(shù)據(jù)

2.1 儲(chǔ)能平準(zhǔn)化成本

分析固定儲(chǔ)能成本一般可從投資成本和全生命周期成本兩種角度出發(fā)。投資成本由功率轉(zhuǎn)換單元(PCS)、儲(chǔ)能單元及周邊系統(tǒng)(BOP)組成，其中PCS 成本一般以功率衡量(CNY/kW)，儲(chǔ)能單元成本一般以能量衡量[CNY/(kW·h)]，BOP成本可由功率、能量或根據(jù)不同技術(shù)以固定成本衡量。

學(xué)習(xí)曲線是預(yù)測儲(chǔ)能投資成本變化趨勢的主流研究方法。Schmidt 等[10]通過收集整理全球歷年各類儲(chǔ)能技術(shù)成本及累計(jì)產(chǎn)量，得到不同應(yīng)用場景下各類儲(chǔ)能技術(shù)投資成本下降學(xué)習(xí)曲線，研究發(fā)現(xiàn)鋰離子電池學(xué)習(xí)率在12%～30%之間，是成本下降最快的儲(chǔ)能技術(shù)，結(jié)合未來電池產(chǎn)量預(yù)測，到2050年鋰離子電池成本將低至39 USD/(kW·h)。相反，抽水蓄能學(xué)習(xí)率為-1%，說明其成本還有上升趨勢。相比投資成本，平準(zhǔn)化儲(chǔ)能成本(LCOS)可更直觀對比各類儲(chǔ)能技術(shù)的全生命周期成本差異。近年來Lazard 連續(xù)發(fā)布儲(chǔ)能平準(zhǔn)化成本分析報(bào)告(levelized cost of storage analysis)，在2020年發(fā)布的LCOS 6.0[11]中，光伏配置儲(chǔ)能(50 MW/4 h)的LCOS為81～140 USD/(MW·h)。對于實(shí)際的儲(chǔ)能項(xiàng)目投資，全生命周期成本更具現(xiàn)實(shí)意義。全生命周期包含所有固定及可變運(yùn)維、退役部件更換、拆除回收及初始投資成本(Ccap)。全生命周期成本可通過平準(zhǔn)化方式表示，如CNY/a 或CNY/(kW·h)等，其中能量成本是否計(jì)入在內(nèi)在不同研究中有所差異。平準(zhǔn)化儲(chǔ)能成本(LCOS)可更直觀對比各類儲(chǔ)能技術(shù)的全生命周期成本差異[式(1)～(4)]。在一些研究中將放電深度、充放電倍率等指標(biāo)也納入LCOS分析，但由于缺乏各類儲(chǔ)能技術(shù)的完整數(shù)據(jù)，本文中不考慮上述因素。

式中，Captali為第i年儲(chǔ)能投資成本，元；CRF為資本回收因子；a為年度運(yùn)營成本系數(shù)，%；Pchar為充電價(jià)格，CNY/(kW·h)；Capstorage為儲(chǔ)能容量，kW·h；Cyc 為儲(chǔ)能年度循環(huán)頻次，次/年；Ei為第i年儲(chǔ)能充放電轉(zhuǎn)換效率，%；Degi為第i年儲(chǔ)能年度容量衰減率，%。

Capitali=Capcity×Ccap，i+Capacityi×Dhour×Cenergy，i(2)

其中，Capacity 為儲(chǔ)能功率容量，kW；Ccap,i為第i年儲(chǔ)能功率容量成本，CNY/kW；Dhour為儲(chǔ)能連續(xù)放電時(shí)間，h；Cenergy,i為第i年儲(chǔ)能能量容量成本，CNY/(kW·h)。

其中，D為折現(xiàn)率，%；n為儲(chǔ)能項(xiàng)目實(shí)際運(yùn)行壽命，年。

其中，Lcycle,i為第i年儲(chǔ)能循環(huán)壽命，次；Cyc為儲(chǔ)能年度循環(huán)次數(shù)，次；Lcalendar,i為第i年儲(chǔ)能日歷壽命，年。

投資成本、使用壽命、轉(zhuǎn)換效率、運(yùn)維費(fèi)用等是衡量各類儲(chǔ)能技術(shù)經(jīng)濟(jì)性的重要指標(biāo)。到2020年底，鉛炭電池成本約500 CNY/(kW·h)，儲(chǔ)能系統(tǒng)成本約1000 CNY/(kW·h)，仍是投資成本最低的電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)；磷酸鐵鋰電芯成本已降至600 CNY/(kW·h)，對應(yīng)儲(chǔ)能電站成本約1500 CNY/(kW·h)；全釩液流電池系統(tǒng)成本約3500 CNY/(kW·h)，且釩電解液具有可循環(huán)利用的優(yōu)勢；壓縮空氣及儲(chǔ)氫系統(tǒng)功率轉(zhuǎn)換單元成本接近甚至高于10000 CNY/kW，但其能量存儲(chǔ)單元成本較低，尤其在長時(shí)間充放電應(yīng)用場景下具有較高經(jīng)濟(jì)競爭力。使用壽命方面，全釩液流儲(chǔ)能系統(tǒng)充放電循環(huán)壽命可達(dá)到1萬次以上，磷酸鐵鋰電池儲(chǔ)能也可達(dá)到6000 次，鉛炭電池循環(huán)壽命較低，一般在2000 次左右。能量轉(zhuǎn)換效率方面，電化學(xué)儲(chǔ)能相對較高，其中鋰離子電池儲(chǔ)能系統(tǒng)轉(zhuǎn)換效率達(dá)到88%，鉛炭電池及鈉硫電池約85%，全釩液流電池為82%。壓縮空氣及儲(chǔ)氫(電-氫-電)能量轉(zhuǎn)換效率偏低，本研究分別設(shè)定為55%和40%。

各類新型儲(chǔ)能技術(shù)仍有較大成本下降空間。為對比各類儲(chǔ)能技術(shù)成本變化趨勢，本文結(jié)合市場調(diào)研和文獻(xiàn)綜述[12-16]，對各類儲(chǔ)能技術(shù)到2060年的儲(chǔ)能容量、能量單元成本、使用壽命、充放電效率進(jìn)行了假設(shè)。其中，鈉離子電池能量單元成本降速較快，降幅達(dá)到87%，其他各類電化學(xué)儲(chǔ)能功率單元成本降速相近，降幅約55%。使用壽命方面，鋰離子電池、鈉離子電池、鉛炭電池增速明顯，其中循環(huán)壽命、日歷壽命增幅分別達(dá)到200%和100%。鋰離子、鈉離子電池將保持較高充放電效率，最高可達(dá)95%；液流電池、鉛炭電池達(dá)到90%。物理儲(chǔ)能方面，現(xiàn)有抽水蓄能、壓縮空氣儲(chǔ)能技術(shù)能量單元成本已較低，未來成本下降空間有限，其中抽水蓄能由于適宜開發(fā)的優(yōu)質(zhì)資源逐漸減少，未來成本還有上升趨勢。氫儲(chǔ)能容量單元成本降幅超過50%，且通過采用可逆固態(tài)氧化物燃料電池技術(shù)，其系統(tǒng)綜合能量轉(zhuǎn)換效率達(dá)到80%以上。關(guān)鍵參數(shù)設(shè)定見表1。

表1 2020年、2060年儲(chǔ)能技術(shù)經(jīng)濟(jì)性參數(shù)假設(shè)Table 1 Assumptions for economic parameters of energy storage technology for 2020 and 2060

2.2 新能源配置儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性

新能源發(fā)電側(cè)配置儲(chǔ)能是目前最典型的儲(chǔ)能應(yīng)用場景之一。由于針對新能源消納的儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性分析直接受該場景下儲(chǔ)能運(yùn)行工況的影響，項(xiàng)目整體的經(jīng)濟(jì)性水平受儲(chǔ)能成本、新能源發(fā)電特性與上網(wǎng)電價(jià)等多因素影響，其分析結(jié)果與基于儲(chǔ)能自身技術(shù)特性的LCOS分析結(jié)果或有較大不同。

考慮到目前國內(nèi)西部地區(qū)新能源資源豐富，發(fā)電裝機(jī)增速較快，本文選取青海、新疆、甘肅三省為例評估新能源發(fā)電配置儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性水平。研究基于目前三省各自風(fēng)電、光伏全年8760 h 典型出力曲線，結(jié)合當(dāng)前各省棄風(fēng)、棄光率，分析儲(chǔ)能的調(diào)用頻次、累計(jì)充放電量及配置儲(chǔ)能后新能源棄電率下降情況。最后根據(jù)各省目前新能源上網(wǎng)電價(jià)計(jì)算得到可接受的儲(chǔ)能投資成本，測算過程見式(5)～(7)

其中，AE 為年度充電量，kW·h；E為充放電效率，%；ADeg為儲(chǔ)能年度容量衰減，%；PRE為本地可再生能源上網(wǎng)電價(jià)，CNY/(kW·h)；AC為年度儲(chǔ)能充放電循環(huán)次數(shù)，次。

其中，SOCi為第i小時(shí)儲(chǔ)能荷電容量，kW·h。

其中，PVRE,i為第i小時(shí)可再生能源發(fā)電功率，kW；Pbm為可再生能源棄電基準(zhǔn)線，kW。

為便于橫向?qū)Ρ?，本研究將?chǔ)能與新能源發(fā)電功率配比統(tǒng)一設(shè)定為20%，儲(chǔ)能滿功率放電時(shí)長為2 h。2020年青海、新疆、甘肅棄風(fēng)率分別為4.7%、10.3%、6.4%，棄光率分別為8%、4.6%和2.2%，本研究以此作為基線測算新能源配置儲(chǔ)能新增消納量。自2021 年起，各省新建新能源發(fā)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)按照本地煤電基準(zhǔn)價(jià)執(zhí)行[17]，因此本研究將青海、新疆、甘肅三省光伏、風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)設(shè)定為煤電基準(zhǔn)價(jià)?？紤]到鋰離子電池是當(dāng)前最主要的新型儲(chǔ)能技術(shù)，本文的經(jīng)濟(jì)性分析以鋰離子電池儲(chǔ)能為例。

3 研究結(jié)果分析

3.1 儲(chǔ)能平準(zhǔn)化成本

基于2.1 節(jié)成本測算方法及參數(shù)假設(shè)，測算得到各類儲(chǔ)能技術(shù)充放電平準(zhǔn)化成本預(yù)測結(jié)果(圖1)。抽水蓄能仍然是目前充放電平準(zhǔn)化成本(LCOS)最低的儲(chǔ)能技術(shù)，鋰離子LCOS 為0.54 CNY/(kW·h)，與壓縮空氣相當(dāng)，是抽水蓄能的2倍以上。全釩液流電池、鉛炭電池、鈉硫電池LCOS 在0.7～1 CNY/(kW·h)之間，成本偏高。圖3對未來各類新型儲(chǔ)能LCOS作了展望，其中鋰離子電池在未來十年有望一直保持綜合成本最低的電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)，而長期來看鈉離子電池憑借豐富的資源和材料成本優(yōu)勢具有更大的成本下降空間，并有望在2035 年后成為成本最低的短周期儲(chǔ)能技術(shù)。到2060 年，抽水蓄能LCOS 將提升至0.36 CNY/(kW·h)，而鋰離子電池、鈉離子電池及壓縮空氣儲(chǔ)能LCOS都將低于抽水蓄能。

圖1 各類儲(chǔ)能LCOS預(yù)測Fig.1 Various energy storage LCOS forecasts

3.2 新能源配置儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性

3.2.1 短周期儲(chǔ)能

圖2為青海、新疆、甘肅三省新能源發(fā)電配置儲(chǔ)能項(xiàng)目的全年連續(xù)每小時(shí)運(yùn)行情況，其中藍(lán)色曲線代表風(fēng)電、光伏出力情況，紅色曲線代表儲(chǔ)能容量SOC 變化情況。不難發(fā)現(xiàn)青海光伏項(xiàng)目配置儲(chǔ)能運(yùn)行強(qiáng)度較高，全年各季節(jié)都有較高的充放電頻率，而甘肅光伏配置儲(chǔ)能項(xiàng)目運(yùn)行的季節(jié)性差異明顯，儲(chǔ)能僅在冬、春兩季充放電頻次較高，夏季利用率較低。風(fēng)電配置儲(chǔ)能項(xiàng)目的利用率整體偏低，其中新疆、甘肅全年利用率較為平均，而青海風(fēng)電配置儲(chǔ)能項(xiàng)目夏、秋季利用率偏低。

圖2 青海、新疆、甘肅風(fēng)光發(fā)電配置儲(chǔ)能全年運(yùn)行情況Fig.2 The annual operation of power storage in Qinghai,Xinjiang and Gansu

表2對比了在當(dāng)前棄電率水平下，青海、新疆、甘肅三省風(fēng)光配置儲(chǔ)能對消納能力提升的作用，以及在現(xiàn)有新能源上網(wǎng)電價(jià)水平下對儲(chǔ)能成本的最高接受度?？梢钥闯雠渲脙?chǔ)能對提升光伏消納水平效果顯著，配置儲(chǔ)能后三省的光伏棄電率都有接近甚至超過50%的降幅。相比而言，配置儲(chǔ)能對減少棄風(fēng)的效果相對有限，在更多情況下，儲(chǔ)能并不能完全解決風(fēng)電連續(xù)出力導(dǎo)致的棄風(fēng)問題，整體棄風(fēng)率降幅區(qū)間為10%～28%。在配置儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性方面，發(fā)現(xiàn)以當(dāng)前平價(jià)項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)和棄電率水平，新能源配置儲(chǔ)能的成本接受度非常有限。因三個(gè)案例省份新能源出力特性、棄電基線、上網(wǎng)電價(jià)存在差異，可接受的儲(chǔ)能成本也各不相同，其中光伏配置儲(chǔ)能的成本接受度為195～482 CNY/(kW·h)，而風(fēng)電配置儲(chǔ)能的成本接受度僅為116～202 CNY/(kW·h)，遠(yuǎn)低于目前鋰電池單位投資水平。可見對于新能源發(fā)電站內(nèi)配儲(chǔ)，目前鋰電池儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性偏低。

表2 青海光伏、風(fēng)電配置儲(chǔ)能消納效果及成本接受度Table 2 Qinghai photovoltaic and wind power configuration energy storage effect and cost acceptance

3.2.2 長周期儲(chǔ)能

雖然上述分析對儲(chǔ)能消納新能源下的運(yùn)行工況進(jìn)行了具體刻畫，但分析僅針對當(dāng)前新能源消納場景。隨著新能源發(fā)電滲透率的逐步提升，電力系統(tǒng)對于儲(chǔ)能需求也將產(chǎn)生變化。一方面，由于傳統(tǒng)可調(diào)度發(fā)電資源逐漸退出，新能源發(fā)電整體季節(jié)性波動(dòng)特征將更加明顯，系統(tǒng)對長周期調(diào)節(jié)儲(chǔ)能的需求也更加突出；另一方面，長周期調(diào)節(jié)工況下，儲(chǔ)能充放電頻次逐漸下降，在有限使用壽命內(nèi)，儲(chǔ)能投資的成本攤薄難度不斷增加，LCOS也將上升。

圖3對比了各類儲(chǔ)能技術(shù)投資成本與連續(xù)放電時(shí)長的對應(yīng)關(guān)系，其中邊際投資成本增長速度由儲(chǔ)能能量單元單位成本決定。例如，對于鋰離子電池儲(chǔ)能而言，由于2020 年能量單元單位成本較高，隨著連續(xù)放電時(shí)長的增加，儲(chǔ)能系統(tǒng)投資成本快速上升；對抽水蓄能、壓縮空氣和儲(chǔ)氫而言，投資成本增速相對緩慢。隨著技術(shù)進(jìn)步未來各類儲(chǔ)能技術(shù)儲(chǔ)能單元單位成本都有所下降，未來各類儲(chǔ)能投資成本增速也都有所放緩，但增速排序關(guān)系不變。

圖3 2020、2060年不同放電時(shí)長儲(chǔ)能平準(zhǔn)化充放電成本Fig.3 The cost of equalizing the charge and discharge of energy storage for different discharge times in 2020 and 2060

圖4對比了2020年與2060年在不同連續(xù)放電時(shí)長下各類儲(chǔ)能技術(shù)LCOS變化情況。其中鋰電池、釩液流電池、鈉離子電池、鉛炭電池、鈉硫電池等電化學(xué)儲(chǔ)能LCOS隨放電時(shí)長的增加而快速增長，在季節(jié)性調(diào)峰工況(平均連續(xù)放電500～1000 h)下，LCOS高達(dá)66～152 CNY/(kW·h)。到2060年，技術(shù)進(jìn)步及成本下降可一定程度降低電化學(xué)儲(chǔ)能LCOS，但仍普遍高于10 CNY/(kW·h)。與之相比，抽水蓄能、壓縮空氣、儲(chǔ)氫三類技術(shù)季節(jié)性調(diào)節(jié)成本爬坡速度較平緩。2020 年，LCOS 在6.5～9.4 CNY/(kW·h)；到2060年，LCOS進(jìn)一步縮小至3.5～9.3 CNY/(kW·h)。由此可見，不論是何種儲(chǔ)能技術(shù)，更長的放電時(shí)長需求總是意味著更高的充放電成本，高滲透率新能源電力系統(tǒng)存在較大經(jīng)濟(jì)性挑戰(zhàn)。

圖4 2020、2060年不同放電時(shí)長儲(chǔ)能平準(zhǔn)化充放電成本Fig.4 The cost of equalizing the charge and discharge of energy storage for different discharge times in 2020 and 2060

高滲透率可再生能源電力系統(tǒng)即可通過配置儲(chǔ)能實(shí)現(xiàn)，也可通過增加新能源發(fā)電裝機(jī)并放寬棄電率實(shí)現(xiàn)。圖5對比了不同新能源棄電率下儲(chǔ)能運(yùn)行情況。其中，新能源出力即按1∶1配比全國風(fēng)電、光伏發(fā)電全年出力曲線，并假定其平均出力功率作為棄電基準(zhǔn)線(基準(zhǔn)棄電率為36%)，且系統(tǒng)可接受的最高儲(chǔ)能LCOS為0.2 CNY/(kW·h)。可見隨著限電率的提升，儲(chǔ)能全年充放電運(yùn)行頻次也逐步增加，系統(tǒng)對儲(chǔ)能投資成本的接受度也將相應(yīng)提高。

圖5 不同新能源棄電率目標(biāo)下儲(chǔ)能全年SOC變化情況Fig.5 The year-round SOC change of energy storage under different new energy deprecation rate targets

表3列出了不同新能源目標(biāo)棄電率下，儲(chǔ)能需求規(guī)模及系統(tǒng)可接受的儲(chǔ)能投資成本。若追求零棄電率，則儲(chǔ)能規(guī)模需滿足新能源在額定裝機(jī)功率下連續(xù)181 h連續(xù)發(fā)電存儲(chǔ)，對應(yīng)儲(chǔ)能的投資成本需降低至10 CNY/(kW·h)以內(nèi)，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于目前電化學(xué)儲(chǔ)能投資成本[約1200 CNY/(kW·h)]。若放寬棄電目標(biāo)至10%，則儲(chǔ)能規(guī)?？纱蠓s減至20 h，對應(yīng)系統(tǒng)可接受的儲(chǔ)能投資成本也可提升至接近50 CNY/(kW·h)。因此，適當(dāng)放寬棄電率有助于降低高滲透率可再生能源電力系統(tǒng)下儲(chǔ)能投入規(guī)模。

表3 不同新能源目標(biāo)棄電率下系統(tǒng)可最低儲(chǔ)能投資成本Table 3 The lowest energy storage investment cost of the system at the rate of disposal of different new energy targets

4 總結(jié)與展望

低成本儲(chǔ)能技術(shù)是構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的關(guān)鍵支撐。本文結(jié)合國內(nèi)西部地區(qū)新能源配置儲(chǔ)能具體案例，分析了當(dāng)前各類儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性水平及未來變化趨勢。研究發(fā)現(xiàn)未來以鋰離子電池、鈉離子電池為代表的電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)有較大成本下降空間，并有望在2040 年前成為成本最低的短周期(小時(shí)級)儲(chǔ)能技術(shù)。

研究發(fā)現(xiàn)配置儲(chǔ)能對降低光伏電站棄光率有一定作用，但以目前電化學(xué)儲(chǔ)能的成本，光伏配置儲(chǔ)能項(xiàng)目的整體經(jīng)濟(jì)性水平偏低。而風(fēng)電配置儲(chǔ)能在緩解棄風(fēng)和提升經(jīng)濟(jì)性方面效果都很有限。風(fēng)光出力互補(bǔ)后以電網(wǎng)側(cè)配置共享儲(chǔ)能的方式可提升儲(chǔ)能充放電頻次和經(jīng)濟(jì)效益，但目前電網(wǎng)側(cè)共享儲(chǔ)能也面臨一定政策制約。

其次，儲(chǔ)能技術(shù)的LCOS成本對放電時(shí)長非常敏感。隨著放電時(shí)長的拉長，各類儲(chǔ)能技術(shù)的LCOS成本都上升，其中電化學(xué)儲(chǔ)能的LCOS成本呈現(xiàn)加速上漲的趨勢，而氫能、壓縮空氣和抽水蓄能的LCOS成本增長相對平緩。在季節(jié)性調(diào)峰的應(yīng)用場景下，目前電化學(xué)儲(chǔ)能的LCOS是氫能的6倍以上，到2060年也接近5倍。

此外，研究發(fā)現(xiàn)在高滲透率可再生能源電力系統(tǒng)中，儲(chǔ)能規(guī)模與可再生能源棄電率密切相關(guān)。若追求低棄電率，則需要大規(guī)模儲(chǔ)能支撐，其平均充放電頻次較低，需要引入長周期儲(chǔ)能技術(shù)以抑制系統(tǒng)成本的增長。若放寬棄電率，則儲(chǔ)能規(guī)模需求將明顯下降，儲(chǔ)能充放電頻次和系統(tǒng)整體經(jīng)濟(jì)性也得以提升。因此，如何降低長周期儲(chǔ)能技術(shù)成本，以盡可能經(jīng)濟(jì)地提升可再生能源利用水平，是構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的關(guān)鍵因素。

最后，需要注意未來電力系統(tǒng)的儲(chǔ)能需求取決于多種因素。本文主要圍繞儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性問題展開討論，而未涉及電力系統(tǒng)調(diào)頻、轉(zhuǎn)動(dòng)慣量、輸配電容量以及安全備用等因素，與之相關(guān)儲(chǔ)能問題還有待持續(xù)研究。