根據不完全統計，2021年上半年湖南已建、在建、規劃儲能項目總容量4.5GW，僅次于青海5.2GW，位居全國第二。

 

據了解湖南已建、在建儲能電站，裝機總容量已達320MW/640MWh, 規劃中的裝機容量800MW/1.6GWh。

 

一、儲能電站在湖南電網得以快速推廣應用分析

 

儲能電站在湖南電網得以快速推廣應用的主要原因是：由于隨著大量新能源電站并網運行，造成湖南電網消納能力已接近極限，使全省電網安全運行穩定性大幅下降，從而促使省發改委出臺湖南新能源項目強制配置儲能裝置政策。

 

其次是近年來湖南電網調峰能力不足日益凸顯，需求側響應建設緩慢，錯避高峰用電普及不夠。就其主要原因有四：

 

1、湖南電網“二產低，三產和居民高”的用電結構導致負荷峰谷差擴大。如2018年最大峰谷差率達54％，平均峰谷差率達36％。

 

2、湖南電網尖峰負荷持續時間短，據統計全年大于最大負荷95％的持續時間僅為6.8小時。

 

                                                                    祁韶直流工程
 

3、隨著祁韶直流大幅送入，尤其每年3～6月負荷低谷期出力大幅增長，與省內水電風電大發疊加，進一步加大調峰難度，必然造成一定的棄水棄風。

 

4、湖南電網調峰手段乏術，主要依靠火電啟停調峰和深度調峰，需求側響應建設緩慢，現有調峰能力接近極限。

 

總之，由于儲能電站因其能快速響應特性和削峰填谷功能，可短時明顯增加調峰調頻能力，減少棄水棄風，削減尖峰負荷，緩解負荷高峰時電網供電不足的問題，而在湖南電網內得到快速推廣應用。從已投運的儲能電站來看，湖南電網采取電化學儲能方式建設的儲能電站，有效緩解了電力硬缺口和調峰調頻能力不足，保障了電網安全穩定運行。

 

盡管儲能電站在湖南得以快速推廣，但在龐大的初始投資背后，卻存在著項目開發周期長、投資經濟性低、市場機制不鍵全等不確定性。

 

二、儲能電站在湖南電網推廣應用的商業模式分析。

 

目前湖南電網側在役儲能電站共有8座，無一例外，均采用租賃+調峰的商業模式。

 

以60MW/120MWh長沙儲能電站一期項目為例，總容量為60MW/120MWh，總投資就達到3.31億元，其中儲能電池本體采取租賃形式，投資額就達到2.24億元，占總投資67.7％，折算度電成本預估為1.006元/kWh。

 

長沙儲能電站從2019年3月投運，截止2021年3月運行一年情況看，實現年放電電量5400萬kWh。2020年長沙儲能電站使湖南新能源發電減少棄水棄風電量4800萬kWh，在減輕火電深度調峰能力上，減少co2排放1.6萬噸、so2排放480噸，取得了良好的示范效益。但其年運營成本達5441萬元，除去電池本體租賃收益1560萬元，和調峰輔助服務收益600萬元外，年虧損達3281萬元。

 

由此可見，投資儲能電站如果沒有政策補貼扶助，其經濟性可以用不近人意來形容。