根据不完全统计，2021年上半年湖南已建、在建、规划储能项目总容量4.5GW，仅次于青海5.2GW，位居全国第二。

 

据了解湖南已建、在建储能电站，装机总容量已达320MW/640MWh, 规划中的装机容量800MW/1.6GWh。

 

一、储能电站在湖南电网得以快速推广应用分析

 

储能电站在湖南电网得以快速推广应用的主要原因是：由于随着大量新能源电站并网运行，造成湖南电网消纳能力已接近极限，使全省电网安全运行稳定性大幅下降，从而促使省发改委出台湖南新能源项目强制配置储能装置政策。

 

其次是近年来湖南电网调峰能力不足日益凸显，需求侧响应建设缓慢，错避高峰用电普及不够。就其主要原因有四：

 

1、湖南电网“二产低，三产和居民高”的用电结构导致负荷峰谷差扩大。如2018年最大峰谷差率达54％，平均峰谷差率达36％。

 

2、湖南电网尖峰负荷持续时间短，据统计全年大于最大负荷95％的持续时间仅为6.8小时。

 

                                                                    祁韶直流工程
 

3、随着祁韶直流大幅送入，尤其每年3～6月负荷低谷期出力大幅增长，与省内水电风电大发叠加，进一步加大调峰难度，必然造成一定的弃水弃风。

 

4、湖南电网调峰手段乏术，主要依靠火电启停调峰和深度调峰，需求侧响应建设缓慢，现有调峰能力接近极限。

 

总之，由于储能电站因其能快速响应特性和削峰填谷功能，可短时明显增加调峰调频能力，减少弃水弃风，削减尖峰负荷，缓解负荷高峰时电网供电不足的问题，而在湖南电网内得到快速推广应用。从已投运的储能电站来看，湖南电网采取电化学储能方式建设的储能电站，有效缓解了电力硬缺口和调峰调频能力不足，保障了电网安全稳定运行。

 

尽管储能电站在湖南得以快速推广，但在庞大的初始投资背后，却存在着项目开发周期长、投资经济性低、市场机制不键全等不确定性。

 

二、储能电站在湖南电网推广应用的商业模式分析。

 

目前湖南电网侧在役储能电站共有8座，无一例外，均采用租赁+调峰的商业模式。

 

以60MW/120MWh长沙储能电站一期项目为例，总容量为60MW/120MWh，总投资就达到3.31亿元，其中储能电池本体采取租赁形式，投资额就达到2.24亿元，占总投资67.7％，折算度电成本预估为1.006元/kWh。

 

长沙储能电站从2019年3月投运，截止2021年3月运行一年情况看，实现年放电电量5400万kWh。2020年长沙储能电站使湖南新能源发电减少弃水弃风电量4800万kWh，在减轻火电深度调峰能力上，减少co2排放1.6万吨、so2排放480吨，取得了良好的示范效益。但其年运营成本达5441万元，除去电池本体租赁收益1560万元，和调峰辅助服务收益600万元外，年亏损达3281万元。

 

由此可见，投资储能电站如果没有政策补贴扶助，其经济性可以用不近人意来形容。