未来电网侧储能装机规模还将保持快速发展趋势

随着电化学储能技术经济性快速进步和电网公司向综合能源服务转型的步伐加快，大规模电网侧储能的投资建设在2018年拉开了示范应用的大幕。

我国目前投产与在建的电网侧储能主要分布在负荷中心和清洁能源基地。江苏、河南、湖南、浙江、广东等省份电力负荷增速屡创新高，同时面临煤电停缓建带来的负荷缺口问题，电网侧储能成为解决短时调峰问题的选择之一;青海和甘肃等西北部省份是我国实施清洁能源战略的重点区域，新能源发电占比较高，在该区域部署电网侧储能有助于改善新能源并网特性，提高电力系统灵活调节能力，推动新能源在更广范围内进行消纳。

据介绍，电网侧储能电站具有充电和放电交互的两种状态，目前在电网中是按照一般电站来进行管理，未纳入用户站模式进行管理，因此，建在变电站内的储能站难以按照峰谷电价差进行收益。电网侧的储能站是电网建设的刚需，是迎峰度夏、延缓电网投资的有效措施，但现在缺乏合理的商业模式，投资收益难以衡量，未来储能电站租赁费用是要通过市场竞争逐步形成。

在商业模式上，与会专家表示，电网侧储能安全隐患未能完全解决，且成本疏导压力巨大，近中期发展也面临一定挑战。目前通过租赁服务模式提供储能系统服务来看，收益模式并不清晰。

2019年国家电网公司和南方电网公司分别发布了《国家电网公司关于促进电化学储能健康发展的指导意见》和《关于促进电化学储能发展的指导意见(征求意见稿)》，为电网侧储能发展提供了方向性指导。

目前投资建设电网侧储能电站主要分为两种，一是各级电网企业直接投资储能电站项目;二是系统集成商或第三方服务机构向电网企业提供储能系统租赁服务。当电储能不计入输配电定价成本，租赁服务模式目前来看或将成为电网侧储能发展的主要推动方向。

预计未来电网侧储能装机规模还将保持快速发展趋势，布局也将从负荷中心逐渐向其他区域扩散。

用户侧储能目前商业模式较为清晰，通过峰谷价差套利和节省容量电费实现盈利，但在实际运行中效率、循环寿命等可能难以达到测算条件，投资回报率低于预期，部分投资项目存在试水抢占市场份额和消化动力电池产能心态。

由于政府降电价要求，峰谷价差发展不确定性较强，若储能系统成本下降速度及幅度不能与峰谷价差变化程度匹配的话，用户侧储能市场或将进入调整期。

以下为部分嘉宾发言主要内容：

许庆强 国网江苏省电力公司营销部智能用电处副处长

国网江苏省电力公司营销部智能用电处副处长许庆强在《客户侧储能分析研究和国网并网服务》主旨报告中指出，目前江苏客户侧储能建成投运70座电站，其中铅炭电池24座，619兆瓦，占总装机规模82.2%;磷酸铁锂电池34座电站，95.6兆瓦时，占比为12.7;铅酸电池6座，21.8兆瓦时，占比为2.9%;三元电池为5座，15.6兆瓦时，占比达2%;钠硫电池1座，1.6兆瓦时，占比达0.2%。

许庆强表示，随着光伏产品何储能设备成本降低，越来越多的光储一体化电站投入运行，为了更多地使用和消纳新能源，需加大储能电站的容量配比，用户存在向电网放电的明显需求，需政府出台允许客户侧储能向电网放电的政策和价格机制。在当前客户侧储能电站投资回报周期过长的情况下，需充分利用现有的补贴优惠政策(苏州为例)，积极探索参与售电业务和电力需求侧响应活动，并寻求储能电站退役电池再利用渠道，获取额外收益。

刘佳璐 深圳市科陆电子科技股份有限公司副总工

深圳市科陆电子科技股份有限公司副总工刘佳璐在《能源互联网背景下电网侧储能电站解决方案》主旨报告中指出，变电站作为链接骨干电网与中压配电网的重要枢纽，负担承上启下的作用，接入储能系统及数据中心可以发挥电网对下级供电区域的有效调节能力。新型变电站除了“变电站、储能电站和数据中心”外，额外的新功能真正发挥了枢纽、共享、平台的作用。

据介绍，科陆累计交付储能系统规模超过450兆瓦时，项目类型涵盖电厂侧、电网侧、发电侧、用户侧等。同时，目前规划和投建中储能项目已达600兆瓦时。

陈旭海 中国电建集团福建省电力勘测设计院有限公司配网公司副总经理

中国电建集团福建省电力勘测设计院有限公司配网公司副总经理陈旭海在《锂离子电池储能电站站房式和预制舱式方案探讨》主旨报告中分别从电站的安全设计、能耗要求、建设周期、投资回收期、项目寿命、能量密度、单组电柜多、征地困难、布置受限、设备选型、集成水平、灵活性布置、运行环境、安装调试、高温、高寒等级等方面做了相应介绍。

陈旭海表示，储能集装箱成本根据设计要求不同，一般40尺标准集装箱价格达15—40万之间，按照百兆瓦级储能电站计算，集装箱成本达千万以上。

徐敢峰 江苏太湖能谷科技有限公司董事长

江苏太湖能谷科技有限公司董事长徐敢峰在《5G时代的储能技术和能源互联网》报告中指出，结合5G技术应用，可以提高对储能系统的监测、运维能力，可以加大对电池的健康状况预测能力，延长电池寿命、提升安全系数，实时提升电源稳定性，同时可以优化负载监测，提升负载平衡能力。

刘北 盛弘股份储能微网事业部总监

盛弘股份储能微网事业部总监刘北在《下一代储能电气系统的发展方向分析》报告中指出，目前储能电站项目建设投资回报期偏长，8年左右，储能系统含变压器的整体转换效率为85%左右，每提高一个点的效率，可以增加0.5个点回报率。

刘北指出，电池组大规模并联，不同电池电压并联瞬间，冲击电流极大，烧坏电路;某组电池故障时，会导致整个系统的停机;电池的短板效应会导致放大电池组间的不平衡，加大电池损坏风险和火灾风险。

据介绍，目前盛弘股份电网侧储能累计装机达40兆瓦，户用储能系统已超过1000套，用户侧储能装机量超过30兆瓦，无电地区微电网储能系统超过200套以上。

程林 清华大学电机系特别研究员

清华大学电机系特别研究员程林教授在《基于广义储能资源的虚拟电厂关键技术研究》主旨报告中指出，广义储能=实际储能+虚拟储能，他提供的新思路是要充分挖掘负荷侧资源(分布式电源、储能、可控负荷)为电力系统提供灵活调控能力。在价值体现上，他认为，储能为用户带来的价值体现在峰谷套利+降低需用功率;为电网带来的价值体现在削峰填谷、提高设施利用率。同时在泛在电力物联网平台建设和虚拟电厂关键技术与难点课题研究两方面进行了相应分享。

冯晓滨 科华恒盛股份有限公司新能源事业部售前总监

科华恒盛股份有限公司新能源事业部售前总监冯晓滨在《用户侧储能及边缘计算应用探讨》中指出，5G时代下微站及室分数量将呈现几何式增加，小微站/杆站数量急剧增长，离人也越来越近。相应带来数据中心三级分化建设，分别是室偏远地区的超大规模计算与存储的中央云数据中心;市区中心的区域边缘数据中心以及本地用户的边缘数据中心。因此完善的运维系统，有效融合各个模块，让数据中心及储能系统运维管理更智慧，更安全。

冯晓滨指出，储能系统的应用引入，不仅可以利用“削峰填谷”，提高设备的利用率，减缓电力系统的波动，保证电网出力的稳定性;同时，储能毫秒级的相应时间可以快速地为电网安全运行提供应急功率支撑，提高供电的可靠性及能源利用综合效益。

李忠 南京国臣直流配电科技有限公司总经理

南京国臣直流配电科技有限公司总经理李忠《储能系统的直流故障类型及保护措施》主旨报告中指出，储能直流侧保护装置的系统化开发可以解决保护的可靠性、快速性、选择性、灵敏性，保护的专用性、成套性以及安装的便捷性。可以尽快发现问题、切除故障支路，控制故障范围、降低事故损失。

叶沛锋 沈阳沙尔特宝电器有限公司亚太区产品经理

沈阳沙尔特宝电器有限公司亚太区产品经理叶沛锋《从元器件的微观看储能系统的安全》中指出，电池储能系统是本质不安全的东西，很难通过单一技术手段消除危险，还需要通过电流、信息安全等综合措施预防风险。熔断器、断路器及接触器等器件要从双向分断能力、短时间的过载能力、高接通能力、外壳防火、接点粘合、组件更换等安全角度充分考量。

韩肖清 太原理工大学电气与动力工程学院院长

太原理工大学电气与动力工程学院院长韩肖清在《氢储能系统及其在山西发展前景探讨》报告中指出，氢储能的电-氢-电的综合效率约为45%左右，相比锂电池等其他储能技术能源转换效率较低。因此，在火电厂配备氢储能从经济性和实用性角度来说，没有投资的必要，但在负荷低谷时段或者新能源波动较强的时段，配置于网侧和荷侧的氢储能可以保证供电条件下避免火电机组频繁启停。

韩肖清表示，电转氢效率83.7%，氢气转电53.7%，若回收损失的热能进行热点联产，综合效率可达到80%以上。

韩肖清指出，就目前氢能的产业链构建和相关成本而言，必须要有足够力度的政策支持，才能推动氢网络起步。现有的储能参与市场机制尚不完善，不利于氢储能加入市场体系中。如何设计合理的储能服务计量方法，按照实际贡献补偿，激发氢能资源的市场积极性，成为推动我国氢能产业规模化和商业化的前提。

韩肖清认为，利用核能、生物质能制氢尚不成熟，利用风能或太阳能等可再生能源制氢则存在效率低、综合成本高;储氢密度、储氢安全性和储氢成本之间的平衡关系尚未解决，离大规模商业化应用还有一定差距;用氢环节的便利性和成本控制难以兼顾等问题。

韩肖清指出，推动氢能发展要解决的最核心问题是大规模存储和高覆盖率传输。氢能的制备与储运技术是重点解决的核心问题，是氢能规模化应用的前提，基于氢能和电能的全自治独立的分布式能源系统可能成为未来能源网络的主要形式之一。

刘勇 中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长

刘勇表示，储能作为未来发展的新兴产业，依然面临安全、成本、寿命以及环境压力，需要业界同仁齐心协力共同推进。未来三年，中美韩储能市场将保持快速增长态势，对于系统集成商而言，投资储能是坚定的方向，还需要着重解决系统安全问题、寿命问题、成本问题、回收问题以及盈利模式。同时，也要结合分布式能源服务市场向综合服务能源服务商方向转变。从而更好地应对行业整体挑战，为将来可持续发展做好准备。

因此，与会专家建议建议进一步明确储能市场主体地位，完善储能市场价格机制，着重为储能发展提供良好的市场生存环境，为储能商业模式拓展提供空间;建立储能电站价值功能的回报机制;推动与完善电力现货市场体系建设，通过开放的电力市场，储能要挖掘自身价值功能，主动参与灵活性的电力市场化交易获得收益。