2024年湖南省新能源与储能融合发展研究：风光蓄储一体化将成新型电力系统主力军

湖南省作为全国首个发布省级新型电力系统发展规划纲要的省份，在"双碳"目标指引下，正积极探索可再生能源与储能融合发展的创新路径。本文将从湖南省电力行业发展现状与挑战、风光蓄储融合发展潜力、规划方案及效益分摊方法、政策建议四个维度，全面分析湖南省构建以新能源为主体的新型电力系统的战略布局和实施路径，为其他地区新能源与储能协同发展提供有益参考。

一、湖南省电力行业面临保供压力与调节能力不足的双重挑战

湖南省电力行业在"十四五"期间呈现出需求稳步增长、结构持续优化的特点，但同时也面临着保障供应能力不足、系统调节能力不强等突出问题。2023年数据显示，湖南省人均用电量为3466千瓦时，仅为全国平均水平的一半左右，但人均生活用电量达到946千瓦时，与全国959千瓦时的水平基本持平。这一数据反映出湖南省经济增长重心正向生活与消费领域转移的明显趋势。值得注意的是，湖南省单位GDP电耗持续下降，2023年为439千瓦时/万元，不到全国水平的六成，较2015年下降13.4%，显示出经济发展低碳化成效显著。

​​供给侧结构性矛盾​​日益凸显。2023年底，湖南电网电源装机突破7000万千瓦，可再生能源装机占比超过60%，清洁能源转型步伐加快。然而，发电量方面，受天气因素影响，可再生能源发电量占比波动较大，2023年风光水可再生能源发电量达到680亿千瓦时，占总发电量的38%。电网侧建设取得显著进展，湘东地区基本建成500千伏双环网，形成"西电东送、南北互供"的骨干网架，220千伏电网实现区县全覆盖，为新能源消纳奠定了基础。

湖南省电力行业发展面临三大核心问题：​​电力保障供应能力不足​​、​​系统调节能力不强​​和​​新能源消纳形势严峻​​。湖南省传统能源资源匮乏，缺煤无油乏气，新能源资源禀赋不优，能源对外依存率长期维持在80%以上。基础支撑火电装机占比仅为40%左右，低于全国9个百分点，高峰负荷期间电源顶峰能力不足。预计到2025年，即使已核准煤电、气电按期投运，湖南省电力刚性缺口仍将达到200-300万千瓦，保供压力持续存在。

调节能力不足问题同样突出。湖南省第三产业与城乡居民生活用电占比高达48.6%，居民生活用电高于全国15个百分点，负荷峰谷差率接近60%，位居国网首位。电源调峰能力有限，丰水期常规水电调节能力不强，火电深度调峰成本高，新型储能实际调节能力较弱。随着新能源比重不断提高，叠加电网局部区域送出受限，对电网调节能力提出了更高要求。

​​新能源消纳与支撑能力​​面临严峻考验。"十四五"以来，风电、光伏装机规模快速提升，但新能源出力变动性给电力系统带来挑战。湖南省新能源资源分布与负荷中心匹配性差，主要分布在湘西、湘南、湘西北等电源聚集地区，而湘东负荷中心资源禀赋和发展潜力较差。新能源对电力系统支撑能力明显不足，迎峰度夏时风电、光伏发电出力约18%，迎峰度冬时仅5%左右，基本依赖外调电力和本地煤电支撑。这一结构性矛盾亟待通过风光蓄储融合发展模式加以解决。

二、风光蓄储融合发展潜力巨大但面临规划与商业模式挑战

湖南省可再生能源资源呈现出​​风电与光伏互补特性明显​​的特点。风能资源属全国四类资源区，年均发电小时数约2000小时，潜在可开发场址主要分布在湘南、环洞庭湖、湘东、湘西和湘西北等地区。2023年，湖南省风电装机达972万千瓦，同比增长8.0%，发电量约209亿千瓦时，利用率高达99.64%。根据"十四五"规划，第一批风电项目共303个，装机2238万千瓦，主要集中在湘南、湘西南区域。

太阳能资源方面，湖南省绝大部分地区属于三类资源区，居全国中下水平，但在同纬度省份中相对充分。2023年，光伏发电装机规模达1252万千瓦，同比增长96.7%，其中分布式光伏853万千瓦，增长143.7%。光伏发电量87亿千瓦时，增长64.2%，利用小时数995小时。"十四五"第一批光伏项目236个，装机2449万千瓦，主要集中在湘南、湘东北区域。从资源分布看，衡阳、郴州、永州三地风光资源最为丰富，占全省规划装机的60%以上。

​​储能资源禀赋优势明显​​，为风光蓄储融合发展提供了坚实基础。抽水蓄能方面，湖南省项目储备超过3600万千瓦，"十四五"重点实施13个，计划核准开工总容量1660万千瓦，排名全国第二。目前仅黑麋峰(120万千瓦)电站在运，平江、安化、罗萍江等8座电厂共1180万千瓦装机已核准开工。压缩空气储能站址较丰富，适宜建设30万千瓦级项目，主要分布在中东部和南部硬质岩石区域，与负荷中心和大型风光基地布局匹配度高。电化学储能快速增长，2023年装机规模达266万千瓦，同比增长322%，装机占比居全国首位。

湖南省储能运行实际面临​​供需不平衡和政策不完善​​的双重挑战。截至2023年底，湖南省储能装机规模与风光装机容量比例高达17.4%，远超全国7.8%的平均水平。但储能装机多为配套新能源建设的电源侧项目，分布分散，参与电网实际调峰能力不强，调度利用率不高。政策方面，湖南省虽率先允许储能参与辅助服务并提供补贴，但电力现货市场有待完善，辅助调峰、容量租赁、容量补偿等收益来源存在不确定性，储能项目投资回报面临挑战。

风光蓄储融合发展模式通过将风电、光伏与抽水蓄能、电化学储能等技术有机结合，可有效提高可再生能源对电力系统的支撑作用。湖南省适合一体化发展的区域主要分为环洞庭湖区域、湘中区域和湘南区域。目前，株洲市茶陵县风光储一体化项目、衡阳县风光水储项目、湘潭市雨湖区姜畲镇风光储一体化开发建设项目等正在开展前期研究。以衡阳县项目为例，依托抽水蓄能项目，同步建设3个风电项目和3个光伏项目，总装机约1100兆瓦，总投资约55亿元。

​​融合发展面临规划协调性不足和商业模式不清晰​​两大挑战。储能规划工作体系尚不完善，抽水蓄能与新型储能规划相对独立，未充分考虑相互影响。"十六五"期间抽水蓄能大规模投产后，全省储能规模可能过剩。商业模式方面，新能源配储成本疏导途径尚未建立，抽水蓄能投资规模大、建设周期长，新型储能成本昂贵，储能电站收益普遍不足。储能技术优势无法通过电力市场充分体现，新能源与储能融合发展的电价传导机制亟需研究落实。

水风光互补特性分析显示，风能和太阳能具有天然日内互补性，风电夜间发电效率高，光伏白天出力，这种互补性有助于平衡发电波动。湖南水电调节能力普遍不强，日出力特性主要受来水影响，少数具备调节能力的大中型水电则受负荷、库容及来水共同影响。通过储能设施和调节性能较好的水电出力，可进一步"平滑"风光间歇出力特性，降低对电力系统的不利影响，改善整个电源系统的时间功率输出曲线。这一特性为风光蓄储融合发展提供了技术可行性基础。

三、科学规划与合理分摊机制是风光蓄储融合发展的关键

湖南省风光蓄储融合发展​​规划研究采用多目标优化方法​​，从全省宏观和微观系统两个层面进行分析论证。宏观层面统筹新能源、火电、储能三者的电力支撑和电量平衡关系，建立储能容量效益评估模型和规模优化模型，研究火电与储能之间的动态量比关系，综合考虑弃电率、系统经济性等因素，求取规划年最优的火电与储能规模与量比。微观层面则聚焦火电与储能动态比例关系，提出具体情境下储能替代火电的效益评估方式。

根据规划，2025-2035年湖南省电源装机将持续增长，总装机规模从2025年的8844万千瓦增至2035年的11949万千瓦。其中，风电从1200万千瓦增至2300万千瓦，光伏从1500万千瓦大幅增至3800万千瓦，抽蓄从155万千瓦跃升至1300万千瓦。为保障电力安全可靠供应和新能源消纳，系统对火电和储能的电力支撑需求将从2025年的2979万千瓦增至2035年的5609万千瓦。各类型储能配置将根据电力支撑、弃电率与经济性进行优化，2025年抽水蓄能和电化学储能总规模(折算6小时)约243-255万千瓦，到2035年将达1900万千瓦。

​​情景分析显示​​，在保证新能源弃电率≤5%的要求下，可配置300MW风电+0光伏或300MW风电+190MW光伏的方案；弃电率放宽至≤10%时，可选择400MW风电+0光伏或370MW风电+210MW光伏的方案。以湖南某压缩空气储能项目为例的​​经济性对比分析​​表明，单独建设风电和储能的内部收益率分别为25.21%和-22.28%，风储融合发展模式为7.32%。单独建设风电收益高主要因考虑全额消纳且未分摊辅助服务费用，而单独储能则因初期投资高、政策支持不足难以盈利。

与传统调节性电源相比，​​风光蓄储融合发展系统展现出独特优势​​。在确保出力曲线基本一致的前提下，气电+风电系统可替代储能+风电系统，而煤电+风电系统因最小技术出力限制导致弃电率最高(21.9%-34.8%)。从年净收益看，煤电+风电系统最高(52845万元)，气电+风电次之(46995万元)，储能+风电最低(18028万元)。但考虑到煤电+风电的高弃电率无法满足高比例新能源消纳要求，以及气电在湖南面临气源保障不确定性，随着碳成本上升、储能建设成本下降和收益机制完善，风光储融合发展模式前景更为看好。

​​效益分摊机制研究​​提出了一种适用于风光蓄储一体化系统的内部效益分摊方法。该方法以经济效益最大化为目标，考虑各发电主体的建设运营成本和发电效益建立优化调度模型，基于合作博弈的Shapley值法搭建效益分摊机制，并纳入输电平稳性约束保证系统安全稳定供电。创新之处在于从技术、经济和环境三个角度提出综合贡献度评价指标，采用熵权法计算各发电主体对一体化系统的边际贡献权重，建立考虑综合贡献度的内部效益分摊机制。

​​案例分析验证了该方法的有效性​​。以某水风光蓄融合发展清洁能源基地为例，该基地规划风电、光电、水电和抽水蓄能装机分别为400MW、500MW、200MW和200MW。通过构建可再生能源利用率、输电线路负载率和减排效益三项综合效益评估指标，计算各发电主体的边际贡献值和综合贡献度权重。结果显示，引入综合评价权重后，储能(抽蓄)的收益比例从0.110提升至0.175，有效激励储能设施充分发挥调用效益。这一方法避免了各发电主体间的利益冲突，提高了储能助力可再生能源消纳的积极性，为融合发展系统运营商提供了科学合理的内部效益分摊参考。

四、政策保障体系需围绕顶层设计、电价机制、利益分配和市场建设展开

为推动湖南省风光蓄储融合发展，​​完善的政策保障体系至关重要​​。首要任务是做好顶层设计，科学规划新能源与储能发展。根据研究成果，尽管新能源和储能系统可部分替代火电+新能源系统，但在储能技术成本突破前，火电的保供作用仍不可完全替代。建议主管部门优先发展储能+新能源模式，基于全省电源结构、风光发展规模、负荷特征及其他灵活调节资源建设情况，预测抽水蓄能、新型储能、火电的实际需求与建设时序，合理控制电力系统安全调节总成本，加快构建新型电力系统。

​​储能容量电价机制的完善​​是政策保障的核心环节。参考抽水蓄能，新型储能容量电价制定应充分考虑产业链价格下降对固定成本的影响，形成基于建成时间维度的差异化、梯次化容量电价，并定期动态调整。同时需考虑当前可实现的容量价值，虽然储能参与调峰、调频辅助服务市场已实现部分容量价值，但应合理确定容量电价补偿标准，避免过度补偿或补偿不足。此外，容量电价定价还应考虑宏观调控需要，结合新能源发展速度和电力系统调节需求变化，灵活调整容量电价实施范围和水平。

​​优化利益分配模式​​是激发各方参与动力的关键。应按照"谁受益、谁付费"原则，结合风光蓄储融合发展模式中各发电主体对一体化系统的综合贡献度和储能带给各发电主体的电量增益，建立合理成本分摊和疏导机制。具体可参考本报告提出的考虑综合贡献度的Shapley值效益分摊方法，从技术、经济和环境三个维度设计评价指标，科学确定各发电主体的效益分配比例。同时，鼓励探索储能容量租赁、共享储能等新模式，提高储能设施利用率，降低新能源企业配储成本。

​​推进新能源和储能积极参与电力市场​​是政策保障的另一重要方面。建议研究设立快速调频、爬坡、惯量支撑、备用等新型辅助服务品种，完善储能参与规则。建立电力辅助服务评价体系，科学认定和评价储能作用。允许储能参与各细分市场并进行收益叠加，在目前储能成本较高情况下，通过现货+调频、调峰+调频等多重收益方式提高项目回报。此外，应建立体现储能绿色价值的政策体系，研究不同应用场景下储能的减煤、减碳机理和评价方法，理顺"电-证-碳"市场关系，推动新能源和储能协同发展。

​​跨部门协调与配套措施​​同样不可或缺。加强能源主管部门与自然资源、生态环境等部门的沟通协调，优化储能项目审批流程。加大科技创新支持力度，鼓励校企合作开展风光蓄储融合关键技术研发和示范应用。完善电网基础设施，特别是加强湘东负荷中心与湘南、湘西新能源富集地区的电网互联，提高新能源消纳能力。建立健全监测评估机制，定期跟踪评估风光蓄储融合发展实施效果，及时调整完善相关政策。

以上就是关于2024年湖南省新能源与储能融合发展的全面分析。研究表明，风光蓄储一体化发展模式将成为湖南省构建新型电力系统的主力军，但在规划协调、商业模式、政策机制等方面仍需进一步完善。未来随着技术进步和成本下降，以及相关政策体系的健全，风光蓄储融合发展将为湖南省乃至全国能源清洁低碳转型提供可复制的解决方案。

编辑：666知识控