高比例可再生能源电网中长时储能选址的复杂性与系统配置影响机制研究

本研究针对高比例可变可再生能源(VRE)电网中长时储能(LDES)选址的复杂性问题，通过构建5节点系统和RTS-GMLC测试系统，采用生产成本模型(PCM)分析VRE集中度、负荷分布、短时储能(SDES)布局及输电容量等因素对LDES最优选址的影响。研究发现系统配置会显著改变LDES价值定位，传统选址指标(如与VRE共址)无法保证最优性，需开发融合电网拓扑与运行特征的新型选址评估方法。该成果为未来高可再生能源渗透电网的储能规划提供了重要理论支撑。

　　

随着全球能源转型加速，高比例可再生能源电网面临严峻的时空能量不平衡挑战。长时储能系统(LDES，Long-Duration Energy Storage)因其10-100小时的持续放电能力，被视为解决风能、太阳能等可变可再生能源(VRE，Variable Renewable Energy)间歇性问题的关键手段。然而当前LDES在实际电网中的部署经验有限，其选址决策涉及复杂的系统交互：同一设备在不同位置的部署可能带来数百万美元的成本差异，但影响选址的关键因素尚未明确。传统选址方法如简单共址策略或负荷中心原则是否仍然有效？系统配置如何改变LDES的价值定位？这些问题直接关系到未来万亿级储能投资的效益最大化。

美国国家可再生能源实验室(NREL)联合威斯康星大学麦迪逊分校的研究团队在《iScience》发表最新研究，通过构建5节点标准测试系统和73节点的RTS-GMLC实际电网模型，采用生产成本模型(PCM，Production Cost Model)模拟不同系统配置下LDES的选址影响。研究创新性地揭示了VRE空间分布、输电约束、短时储能协同等系统特征如何动态改变LDES的最优区位选择，并证明传统单一指标选址策略的局限性。

研究团队主要采用基于Julia语言开发的Sienna建模工具包，通过电力传输分布因子(PTDF)网络模型实现大规模系统的直流潮流近似计算。关键方法包括：(1)构建含LDES的5节点系统和RTS-GMLC系统，设置13.5小时持续时间的LDES设备参数；(2)设计四类系统配置实验(VRE分布调整、负荷迁移、SDES位置变化及输电容量缩减)；(3)采用350天仿真周期，结合14天/3天的前瞻优化窗口处理LDES多时间尺度特性；(4)通过混合整数线性规划(MILP)求解最优调度方案，对比不同选址方案下的系统生产成本、弃电率和节点边际电价(LMP)等指标。

5节点系统结果显示系统配置会显著改变LDES最优选址：当VRE分散分布时，选址与VRE位置无关；而VRE集中度提升至单节点时，共址策略在60%案例中表现最优。值得注意的是：(1)最大平均LMP节点在65%案例中与最优选址重合，但该指标本身存在时空聚集偏差；(2)输电容量缩减40%时，中心节点Bus3因拓扑优势成为新最优选址；(3)SDES预部署会改变LDES最优位置，说明协同规划必要性。这些发现印证了"系统配置-阻塞模式-储能价值"的动态关联机制。

RTS-GMLC验证实验进一步凸显实际电网的复杂性：在测试的8种选址策略中，传统指标指导的选址均非最优。具体表现为：(1)最大VRE容量节点(Chuhsi)选址方案成本最高(2.444亿美元)，比无LDES基准方案仅降低15%；(2)LMP指标虽优于其他单一指标(成本2.227亿美元)，但仍比最优方案高13%；(3)真正最优选址出现在高VRE-高输电容量复合节点(Chifa)，成本降低达32%。空间分析表明，LDES选址会产生全局涟漪效应——Barton节点的LDES虽降低系统总弃电率26%，却导致Chuhsi节点弃电增加59%，凸显局部优化可能引发次生问题。

讨论与展望部分指出，LDES选址本质上处于生产模拟与容量扩展模型的交叉领域，需要开发新型评估工具。当前研究存在三方面突破：(1)首次系统量化了VRE地理集聚度与输电约束的交互作用对LDES价值的影响；(2)揭示了短时与长时储能的时空互补特性；(3)提出基于电网拓扑的"节点敏感度"新概念，为未来智能选址算法开发奠定基础。研究同时指出，现有PCM模型的前瞻窗口限制(3天)可能低估LDES跨周调节价值，需开发降阶模型平衡计算精度与效率。

这项研究为高可再生能源渗透电网的储能规划提供了重要范式转变：LDES选址不能依赖传统经验法则，而需建立考虑电网拓扑、运行约束和多时间尺度特性的新型评估框架。随着中国"十四五"期间新能源装机占比突破40%，该成果对指导我国新型电力系统建设中的储能布局具有重要参考价值。未来研究可沿三个方向拓展：开发融合图论与运行数据的选址评估指标、建立储能-输电协同规划模型、探索季节性能储雪的选址规律。这些突破将加速全球零碳电力系统的实现进程。