安科瑞張俊杰18706165090
1 概述
在我國新型電力系統中，新能源裝機容量逐年提高，但是新能源比如光伏發電、風力發電是不穩定的能源，所以要維持電網穩定，促進新能源發電的消納，儲能將成為至關重要的一環，是分布式光伏、風電等新能源消納以及電網**的必要保障，也是削峰填谷、平滑負荷的**手段。國家鼓勵支持市場進行儲能項目建設，國內多個省市出臺了具體的儲能補貼政策，明確規定了儲能補貼標準和限額。國內分時電價的調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，這也讓儲能進入熱門賽道。
2 儲能電站盈利模式
據統計，2023年1-4月電化學儲能投運項目共73個，裝機規模為2.523GW/5.037GWh。其中磷酸鐵鋰儲能項目高達69個，裝機規模為2.52GW/5.019GWh；液流電池儲能項目共4個，裝機規模為3.1MW/18.1MWh。其中華東、西北和華北區域儲能規模分列前三，占總規模的78.5%，分別為814.94MW、623.6MW以及541.55MW。華東區域1-4月投運儲能項目規模很大，達814.94MW/1514.2MWh，總數也很多，共26個。
從應用場景分布上看，“大儲”依舊占據至高地位，電源側和電網側項目儲能規模合計占比達98%，其中電網側儲能項目共投運24個，裝機規模為1542MW/2993MWh，包括7個集中式共享儲能項目。電源側儲能項目共投運23個，裝機規模為922MW/1964.5MWh，其中大部分為新能源側儲能項目，共19個，規模占電源側的88%。用戶側儲能項目，雖然規模體量上不及“大儲”，但各地電價機制改革后，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。用戶側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，作為用戶側參與電力市場，利用峰谷差價實現獲利，儲能的價值逐漸凸顯。1-4月份用戶側項目投運個數多達20個，隨著回報比率的提升，用戶側儲能項目會越來越多。
儲能在不同環節存在多種盈利模式，儲能盈利模式主要有以下幾種：幫助發、輸、配各環節電力運營商以及終端用戶降本增效；延緩基礎設施投資；通過峰谷價差套利、參與虛擬電廠需求響應等輔助服務市場、容量租賃、電力現貨市場等方式。
電源側
電力調峰：通過儲能的方式實現用電負荷的削峰填谷，即發電廠在用電負荷低谷時段對電池充電，在用電負荷高峰時段將存儲的電量釋放。
提供容量：通過儲能提供發電容量以應對發電尖峰負荷，提升傳統發電機組的運行效率。
可再生能源并網：在風、光電站配置儲能，基于電站出力預測和儲能充放電調度，對隨機性、間歇性和波動性的可再生能源發電出力進行平滑控制，滿足并網要求。
可再生能源發電調峰：將可再生能源的棄風棄光電量存儲后再移至其他時段進行并網，提高可再生能源利用率。
調頻：頻率的變化會對發電及用電設備的**運行及壽命產生影響，因此頻率調節至關重要。電化學儲能調頻速度快，可以靈活地在充放電狀態之間轉換，因而成為好的調頻資源。
虛擬電廠：通過虛擬電廠的需求響應為電網尖峰時段提供應急容量，針對突發情況時為保障電能質量和系統**穩定運行而預留的有功功率儲備。
黑啟動：發生重大系統故障或全系統范圍停電時，在沒有電網支持的情況下重啟無自啟動能力的發電機組，逐漸擴大系統恢復范圍，實現整個系統的恢復。
盈利方式：提升發電效率以增加收入；減少棄風棄光，提升發電效率；峰谷價差套利。
電網側
緩解電網阻塞：將儲能系統安裝在線路上游，當發生線路阻塞時可以將無法輸送的電能儲存到儲能設備中，等到線路負荷小于線路容量時，儲能系統再向線路放電。
延緩輸配電設備擴容升級：在負荷接近設備容量的輸配電系統內，可以利用儲能系統通過較小的裝機容量**提高電網的輸配電能力，從而延緩新建輸配電設施，降低成本。
盈利方式：提升輸配電效率，延緩投資。
用戶側
容量管理：工業用戶可以利用儲能系統在用電低谷時儲能，在高峰負荷時放電，從而降低整體負荷，達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商，目前國內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商，而后雙方簽訂長期租賃協議。
電力自發自用：安裝光伏的家庭和工商業用戶通過配置儲能可以更好地利用光伏電力，提高自發自用水平，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充電，高電價時儲能系統放電，實現峰谷電價差套利，降低用電成本。
消納綠電：當光伏、風力發電等可再生能源有富余時可儲存電能，促進綠電消納。
盈利方式：降低容量電費，節約用電成本，峰谷價差套利。
3 相關標準
《電化學儲能系統接入電網技術規定》GB/T 36547
《電化學儲能電站設計規范》GB 51048
《電化學儲能電站設計標準（征求意見稿）》
《電化學儲能系統儲能變流器技術規范》GB/T 34120
《電力儲能用鋰離子電池》GB/T 36276
《儲能電站監控系統技術規范》NB/T 42090
《電化學儲能電站用鋰離子電池技術規范》NB/T 42091
《電能質量監測設備通用要求》GB/T 19862
《爆炸危險環境電力裝置設計規范》GB 50058
《繼電保護和**自動裝置技術規程》GB/T 14285
《儲能電站用鋰離子電池管理系統技術規范》GB/T 34131
《3~110kV高壓配電裝置設計規范》GB 50060
《20kV及以下變電所設計規范》GB 50053
《電力系統**穩定導則》GB 38755
《電力系統**穩定控制技術導則》GB26399
《電力系統調度自動化設計規程》DL/T 5003
《電能量計量系統設計技術規程》DL/T 5202
《電力系統電化學儲能系統通用技術條件》 GB/T 36558
4 電化學儲能電站分類
在GB 51048-2014《電化學儲能電站設計規范》(以下簡稱規范)中電化學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儲能等，但是在2022年的《電化學儲能電站設計標準（征求意見稿）》(以下簡稱標準)中已經刪除鈉硫電池儲能，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布《防止電力生產事故的二十五項重點要求（2022年版）（征求意見稿）》，提出中大型電化學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。
另外針對電化學儲能電站的規模分類，規范和標準也不同。
表1 規范和標準對儲能系統規模定義
通過對比可以發現，儲能電站的規模上限定義遠超之前的標準，這也是由于近幾年儲能電站大規模發展的原因，放寬功率標準，簡化了電化學儲能電站的建設要求，便于促進儲能的進一步發展。
5 儲能系統設計及選型
5.1 儲能系統接入電網電壓等級要求
GB 51048《電化學儲能電站設計規范》對并網電壓等級要求沒有非常明確，僅僅是建議大中型儲能系統采用10kV或更高電壓等級并網。在《電化學儲能電站設計標準（征求意見稿）》對接入電壓等級的要**：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《電化學儲能系統接入電網技術規定》對不同容量的儲能系統并網電壓等級做了詳細的要求，電化學儲能系統接入電網的電壓等級應按照儲能系統額定功率、接入電網網架結構等條件確定，不同額定功率儲能系統接入電網電壓等級如下表所示：
表2 儲能系統接入電網電壓等級要求
5.2
8kW及以下儲能系統
8kW及以下的儲能系統一般用于戶用的光儲系統，配合屋頂光伏和光伏、儲能一體式逆變器，實現戶用并、離網模式運行。當不允許向電網輸送電能時，通過防逆流裝置可以實現光伏發電富余時自動充電，至大程度消納綠電，配電結構如圖1所示。戶用光儲系統數據可上傳云平臺供移動端查看數據。
圖1 8kW及以下戶用儲能光伏一體化系統
表3 戶用儲能管理系統硬件推薦
5.3
8kW-1000kW儲能系統
8kW-1000kW儲能系統一般500kW以下采用380V并網，500kW-1000kW根據接入電網網架結構可采用0.4kV多點并網，也可以采用6kV-20kV電壓并網。當然采用6kV-20kV電壓并網需要增加升壓變壓器、中壓開關柜等設備，會大大增加儲能系統的成本，所以在情況允許的情況下可以采用0.4kV多點并網以減少成本。
比如企業內部需要安裝大功率充電樁，但是企業變壓器容量不滿足要求的情況下可以安裝光伏、儲能系統用于擴展用電容量，在不更換變壓器的情況下，可以在0.4kV母線增加儲能系統并網。在光伏發電有富余或者負荷較低的谷電時段充電，負荷高峰時期放電，以小的成本擴展企業內部用電容量，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容的企業，如圖2所示。通過多組250kW/500kWh分布式儲能柜并入0.4kV母線，這樣可以把企業內部配電容量一段時間內擴展1000kW，滿足企業用電擴容需要。
圖2 8kW-1000kW工商儲能光伏充電一體化系統
通過0.4kV多點并網的儲能系統中，在10kV產權分界點需要增加防孤島保護裝置和電能質量分析裝置，如果不需要往電網送電還需要安裝逆功率保護裝置，在低壓側0.4kV安裝電能質量治理和無功補償裝置等，儲能系統數據通過智能網關采集后可以上傳至本地管理系統或者云平臺，實現企業可靠、有序用電，降低用能成本。
