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概述

在我國新型電力系統(tǒng)中，新能源裝機(jī)容量逐年提高，但是新能源比如光伏發(fā)電、風(fēng)力發(fā)電是不穩(wěn)定的能源，所以要維持電網(wǎng)穩(wěn)定，促進(jìn)新能源發(fā)電的消納，儲能將成為至關(guān)重要的一環(huán)，是分布式光伏、風(fēng)電等新能源消納以及電網(wǎng)安全的必要保障，也是削峰填谷、平滑負(fù)荷的有效手段。國家鼓勵支持市場進(jìn)行儲能項目建設(shè)，全國多個省市出臺了具體的儲能補(bǔ)貼政策，明確規(guī)定了儲能補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)和限額。國內(nèi)分時電價的調(diào)整也增加了儲能項目的峰谷套利空間，多個省份每天可實現(xiàn)兩充兩放，大大縮短了儲能項目的投資回收期，這也讓儲能進(jìn)入熱門賽道。

儲能電站盈利模式

據(jù)統(tǒng)計，2023年1-4月電化學(xué)儲能投運項目共73個，裝機(jī)規(guī)模為2.523GW/5.037GWh。其中磷酸鐵鋰儲能項目高達(dá)69個，裝機(jī)規(guī)模為2.52GW/5.019GWh；液流電池儲能項目共4個，裝機(jī)規(guī)模為3.1MW/18.1MWh。其中華東、西北和華北區(qū)域儲能規(guī)模分列前三，占總規(guī)模的78.5%，分別為814.94MW、623.6MW以及541.55MW。華東區(qū)域1-4月投運儲能項目規(guī)模*大，達(dá)814.94MW/1514.2MWh，總數(shù)也*多，共26個。

從應(yīng)用場景分布上看，“大儲”依舊占據(jù)重要地位，電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)項目儲能規(guī)模合計占比達(dá)98%，其中電網(wǎng)側(cè)儲能項目共投運24個，裝機(jī)規(guī)模為1542MW/2993MWh，包括7個集中式共享儲能項目。電源側(cè)儲能項目共投運23個，裝機(jī)規(guī)模為922MW/1964.5MWh，其中大部分為新能源側(cè)儲能項目，共19個，規(guī)模占電源側(cè)的88%。用戶側(cè)儲能項目，雖然規(guī)模體量上不及“大儲”，但各地電價機(jī)制改革后，尖峰電價提高，峰谷差價拉大，用電成本提高，給自身帶來了不小的挑戰(zhàn)。用戶側(cè)配儲可以谷時充電峰時放電，一方面可以緩解甚至解決尖峰購電壓力；另一方面，富余的儲能還可并網(wǎng)，作為用戶側(cè)參與電力市場，利用峰谷差價實現(xiàn)獲利，儲能的價值逐漸凸顯。1-4月份用戶側(cè)項目投運個數(shù)多達(dá)20個，隨著投資回報率的提升，用戶側(cè)儲能項目會越來越多。

儲能在不同環(huán)節(jié)存在多種盈利模式，儲能盈利模式主要有以下幾種：幫助發(fā)、輸、配各環(huán)節(jié)電力運營商以及終端用戶降本增效；延緩基礎(chǔ)設(shè)施投資；通過峰谷價差套利、參與虛擬電廠需求響應(yīng)等輔助服務(wù)市場、容量租賃、電力現(xiàn)貨市場等方式。

電源側(cè)

電力調(diào)峰：通過儲能的方式實現(xiàn)用電負(fù)荷的削峰填谷，即發(fā)電廠在用電負(fù)荷低谷時段對電池充電，在用電負(fù)荷高峰時段將存儲的電量釋放。

提供容量：通過儲能提供發(fā)電容量以應(yīng)對發(fā)電尖峰負(fù)荷，提升傳統(tǒng)發(fā)電機(jī)組的運行效率。

可再生能源并網(wǎng)：在風(fēng)、光電站配置儲能，基于電站出力預(yù)測和儲能充放電調(diào)度，對隨機(jī)性、間歇性和波動性的可再生能源發(fā)電出力進(jìn)行平滑控制，滿足并網(wǎng)要求。

可再生能源發(fā)電調(diào)峰：將可再生能源的棄風(fēng)棄光電量存儲后再移至其他時段進(jìn)行并網(wǎng)，提高可再生能源利用率。

調(diào)頻：頻率的變化會對發(fā)電及用電設(shè)備的安全高效運行及壽命產(chǎn)生影響，因此頻率調(diào)節(jié)至關(guān)重要。電化學(xué)儲能調(diào)頻速度快，可以靈活地在充放電狀態(tài)之間轉(zhuǎn)換，因而成為優(yōu)質(zhì)的調(diào)頻資源。

虛擬電廠：通過虛擬電廠的需求響應(yīng)為電網(wǎng)尖峰時段提供應(yīng)急容量，針對突發(fā)情況時為保障電能質(zhì)量和系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行而預(yù)留的有功功率儲備。

黑啟動：發(fā)生重大系統(tǒng)故障或全系統(tǒng)范圍停電時，在沒有電網(wǎng)支持的情況下重啟無自啟動能力的發(fā)電機(jī)組，逐漸擴(kuò)大系統(tǒng)恢復(fù)范圍，*終實現(xiàn)整個系統(tǒng)的恢復(fù)。

盈利方式：提升發(fā)電效率以增加收入；減少棄風(fēng)棄光，提升發(fā)電效率；峰谷價差套利。

電網(wǎng)側(cè)

緩解電網(wǎng)阻塞：將儲能系統(tǒng)安裝在線路上游，當(dāng)發(fā)生線路阻塞時可以將無法輸送的電能儲存到儲能設(shè)備中，等到線路負(fù)荷小于線路容量時，儲能系統(tǒng)再向線路放電。

延緩輸配電設(shè)備擴(kuò)容升級：在負(fù)荷接近設(shè)備容量的輸配電系統(tǒng)內(nèi)，可以利用儲能系統(tǒng)通過較小的裝機(jī)容量有效提高電網(wǎng)的輸配電能力，從而延緩新建輸配電設(shè)施，降低成本。

盈利方式：提升輸配電效率，延緩?fù)顿Y。

用戶側(cè)

容量管理：工業(yè)用戶可以利用儲能系統(tǒng)在用電低谷時儲能，在高峰負(fù)荷時放電，從而降低整體負(fù)荷，達(dá)到降低容量電費的目的。

容量租賃：儲能電站租賃給新能源服務(wù)商，目前國內(nèi)的儲能容量租賃費用范圍在250-350元/kW·年，具體定價由儲能電站與新能源電站的項目收益相互協(xié)商，而后雙方簽訂長期租賃協(xié)議。

電力自發(fā)自用：安裝光伏的家庭和工商業(yè)用戶通過配置儲能可以更好地利用光伏電力，提高自發(fā)自用水平，降低用電成本。

峰谷價差套利：在實施峰谷電價的電力市場中，通過低電價時給儲能系統(tǒng)充電，高電價時儲能系統(tǒng)放電，實現(xiàn)峰谷電價差套利，降低用電成本。

消納綠電：當(dāng)光伏、風(fēng)力發(fā)電等可再生能源有富余時可儲存電能，促進(jìn)綠電消納。

盈利方式：降低容量電費，節(jié)約用電成本，峰谷價差套利。

相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)

《電化學(xué)儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》GB/T 36547

《電化學(xué)儲能電站設(shè)計規(guī)范》GB 51048

《電化學(xué)儲能電站設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)（征求意見稿）》

《電化學(xué)儲能系統(tǒng)儲能變流器技術(shù)規(guī)范》GB/T 34120

《電力儲能用鋰離子電池》GB/T 36276

《儲能電站監(jiān)控系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范》NB/T 42090

《電化學(xué)儲能電站用鋰離子電池技術(shù)規(guī)范》NB/T 42091

《電能質(zhì)量監(jiān)測設(shè)備通用要求》GB/T 19862

《爆炸危險環(huán)境電力裝置設(shè)計規(guī)范》GB 50058

《繼電保護(hù)和安全自動裝置技術(shù)規(guī)程》GB/T 14285

《儲能電站用鋰離子電池管理系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范》GB/T 34131

《3~110kV高壓配電裝置設(shè)計規(guī)范》GB 50060

《20kV及以下變電所設(shè)計規(guī)范》GB 50053

《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則》GB 38755

《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定控制技術(shù)導(dǎo)則》GB26399

《電力系統(tǒng)調(diào)度自動化設(shè)計規(guī)程》DL/T 5003

《電能量計量系統(tǒng)設(shè)計技術(shù)規(guī)程》DL/T 5202

《電力系統(tǒng)電化學(xué)儲能系統(tǒng)通用技術(shù)條件》 GB/T 36558

電化學(xué)儲能電站分類

在GB 51048-2014《電化學(xué)儲能電站設(shè)計規(guī)范》(以下簡稱規(guī)范)中電化學(xué)儲能電站按電池類型分類可以分為鉛酸(鉛炭)電池、鋰離子電池、液流電池、鈉硫電池和多類型電化學(xué)儲能等，但是在2022年的《電化學(xué)儲能電站設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)（征求意見稿）》(以下簡稱標(biāo)準(zhǔn))中已經(jīng)刪除鈉硫電池儲能，明確為鉛酸（鉛炭）電池、鋰離子電池和液流電池。國家能源局綜合司發(fā)布《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項的要求（2022年版）（征求意見稿）》，提出中大型電化學(xué)儲能電站不得選用三元鋰電池、鈉硫電池，不宜選用梯次利用動力電池。所以中大型電化學(xué)儲能電站電池類型一般可選擇鉛酸（鉛炭）電池、磷酸鐵鋰電池和全釩液流電池。

另外針對電化學(xué)儲能電站的規(guī)模分類，規(guī)范和標(biāo)準(zhǔn)也不同。

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表1 規(guī)范和標(biāo)準(zhǔn)對儲能系統(tǒng)規(guī)模定義

通過對比可以發(fā)現(xiàn)，儲能電站的規(guī)模上限定義遠(yuǎn)超之前的標(biāo)準(zhǔn)，這也是由于近幾年儲能電站大規(guī)模發(fā)展的原因，放寬功率標(biāo)準(zhǔn)，簡化了電化學(xué)儲能電站的建設(shè)要求，便于促進(jìn)儲能的進(jìn)一步發(fā)展。

儲能系統(tǒng)設(shè)計及選型

1. 儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)電壓等級要求

GB 51048《電化學(xué)儲能電站設(shè)計規(guī)范》對并網(wǎng)電壓等級要求沒有非常明確，僅僅是建議大中型儲能系統(tǒng)采用10kV或更高電壓等級并網(wǎng)。在《電化學(xué)儲能電站設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)（征求意見稿）》對接入電壓等級的要求是：小型儲能電站宜采用0.4kV~20kV及以下電壓等級；中型儲能電站宜采用10kV~110kV電壓等級；大型儲能電站宜采用220kV及以上電壓等級。

GB/T 36547-2018《電化學(xué)儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》對不同容量的儲能系統(tǒng)并網(wǎng)電壓等級做了詳細(xì)的要求，電化學(xué)儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)的電壓等級應(yīng)按照儲能系統(tǒng)額定功率、接入電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)等條件確定，不同額定功率儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)電壓等級如下表所示：

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表2 儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)電壓等級要求

1. 8kW及以下儲能系統(tǒng)

8kW及以下的儲能系統(tǒng)一般用于戶用的光儲系統(tǒng)，配合屋頂光伏和光伏、儲能一體式逆變器，實現(xiàn)戶用并、離網(wǎng)模式運行。當(dāng)不允許向電網(wǎng)輸送電能時，通過防逆流裝置可以實現(xiàn)光伏發(fā)電富余時自動充電，*大程度消納綠電，配電結(jié)構(gòu)如圖1所示。戶用光儲系統(tǒng)數(shù)據(jù)可上傳云平臺供移動端查看數(shù)據(jù)。

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圖1 8kW及以下戶用儲能光伏一體化系統(tǒng)

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表3 戶用儲能管理系統(tǒng)硬件推薦

8kW-1000kW儲能系統(tǒng)

8kW-1000kW儲能系統(tǒng)一般500kW以下采用380V并網(wǎng)，500kW-1000kW根據(jù)接入電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)可采用0.4kV多點并網(wǎng)，也可以采用6kV-20kV電壓并網(wǎng)。當(dāng)然采用6kV-20kV電壓并網(wǎng)需要增加升壓變壓器、中壓開關(guān)柜等設(shè)備，會大大增加儲能系統(tǒng)的成本，所以在情況允許的情況下可以采用0.4kV多點并網(wǎng)以減少成本。

比如企業(yè)內(nèi)部需要安裝大功率充電樁，但是企業(yè)變壓器容量不滿足要求的情況下可以安裝光伏、儲能系統(tǒng)用于擴(kuò)展用電容量，在不更換變壓器的情況下，可以在0.4kV母線增加儲能系統(tǒng)并網(wǎng)。在光伏發(fā)電有富余或者負(fù)荷較低的谷電時段充電，負(fù)荷高峰時期放電，以*小的成本擴(kuò)展企業(yè)內(nèi)部用電容量，這種情況*典型的場景是城市快速充電站或者需要變壓器擴(kuò)容的企業(yè)，如圖2所示。通過多組250kW/500kWh分布式儲能柜并入0.4kV母線，這樣可以把企業(yè)內(nèi)部配電容量一段時間內(nèi)擴(kuò)展1000kW，滿足企業(yè)用電擴(kuò)容需要。

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