储能与热电站在能源转型中的关键作用：基于意大利案例的短中期情景分析

推荐：本研究针对全球变暖背景下意大利能源系统转型的挑战，通过EnergyPLAN模型模拟2030-2040年情景，揭示了热电联产机组在可再生能源高渗透率下的灵活性价值。研究发现尽管热电容量因子从0.54降至0.18，仍需维持40 GW峰值容量以应对低可再生能源发电期，同时指出230 GWh储能容量后边际效益递减，为欧洲气候中性目标下的电力系统规划提供关键数据支撑。

　　

随着全球变暖加剧，各国正加速推进脱碳战略。意大利作为欧洲能源转型的典型代表，面临可再生能源间歇性发电与电力需求激增的双重挑战。特别是在电动汽车(EV)和热泵普及导致电力需求峰值预计增长25%的背景下，如何平衡热电联产(CHP)机组与储能系统的角色成为关键科学问题。这项发表在《Smart Energy》的研究，通过精细化的情景模拟揭示了短中期能源转型中的运行难题。

都灵理工大学等机构的研究团队采用EnergyPLAN模型，基于意大利输电运营商(Terna)开发的2030-2040年权威情景（包括分布式能源DE40和全球雄心GA40方案），构建了包含建筑、交通、工业等全部门的能源系统模型。研究创新性地引入容量因子、峰值功率、净负荷标准差等关键性能指标(KPIs)，通过8760小时分辨率模拟分析了不同储能容量下的系统行为。

模型准确性验证
通过将2019年实际数据与模型结果对比，验证了光伏和风电模拟误差分别仅为2.8%和5%。未来情景的年终能耗偏差控制在2%以内，确保了后续分析的可靠性。

热电运行模式转变
研究显示，尽管热电年发电量大幅减少，但其峰值功率需求仍维持在42.6 GW（DE40）和42.7 GW（GA40），接近2019年的39.3 GW水平。容量因子从2019年的0.54骤降至2040年的0.16-0.18，表明热电设备将主要作为备用容量而非基荷电源。

储能系统的边际效应
当储能容量超过230 GWh时（相当于意大利现有容量的4倍），其对降低热电峰值需求的贡献趋于饱和。在DE40情景下，储能使净负荷标准差降低40%（从18,801 MW至13,371 MW），但无法完全消除对热电备用容量的依赖。

需求侧管理潜力
对比不同EV充电和热泵运行策略发现，智能充电可使峰值需求降低11%。但即便采用最优策略，冬季晚高峰时段仍需依赖热电供电，凸显出需求侧管理的局限性。

这项研究首次量化了意大利能源转型中热电设备的"备用悖论"——尽管利用率大幅降低，仍需维持巨额装机应对极端情况。研究结果对欧洲容量市场设计具有政策启示：需要建立新的补偿机制，以覆盖热电厂的固定成本和启停损耗。同时指出230 GWh储能可作为意大利电力系统的经济性拐点，为基础设施投资提供科学依据。该成果不仅适用于地中海地区国家，也为全球面临类似挑战的能源系统提供了可借鉴的分析框架。