1 概述

在我國(guó)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(chǔ)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(guó)家鼓勵(lì)支持市場(chǎng)進(jìn)行儲(chǔ)能項(xiàng)目建設(shè)，全國(guó)多個(gè)省市出臺(tái)了具體的儲(chǔ)能補(bǔ)貼政策，明確規(guī)定了儲(chǔ)能補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)和限額。國(guó)內(nèi)分時(shí)電價(jià)的調(diào)整也增加了儲(chǔ)能項(xiàng)目的峰谷套利空間，多個(gè)省份每天可實(shí)現(xiàn)兩充兩放，大大縮短了儲(chǔ)能項(xiàng)目的投資回收期，這也讓儲(chǔ)能進(jìn)入熱門賽道。

2 儲(chǔ)能電站盈利模式

據(jù)統(tǒng)計(jì)，2023年1-4月電化學(xué)儲(chǔ)能投運(yùn)項(xiàng)目共73個(gè)，裝機(jī)規(guī)模為2.523GW/5.037GWh。其中磷酸鐵鋰儲(chǔ)能項(xiàng)目高達(dá)69個(gè)，裝機(jī)規(guī)模為2.52GW/5.019GWh；液流電池儲(chǔ)能項(xiàng)目共4個(gè)，裝機(jī)規(guī)模為3.1MW/18.1MWh。其中華東、西北和華北區(qū)域儲(chǔ)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(yùn)儲(chǔ)能項(xiàng)目規(guī)模zui大，達(dá)814.94MW/1514.2MWh，總數(shù)也最多，共26個(gè)。

從應(yīng)用場(chǎng)景分布上看，“大儲(chǔ)"依舊占據(jù)絕對(duì)主導(dǎo)地位，電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)項(xiàng)目?jī)?chǔ)能規(guī)模合計(jì)占比達(dá)98%，其中電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目共投運(yùn)24個(gè)，裝機(jī)規(guī)模為1542MW/2993MWh，包括7個(gè)集中式共享儲(chǔ)能項(xiàng)目。電源側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目共投運(yùn)23個(gè)，裝機(jī)規(guī)模為922MW/1964.5MWh，其中大部分為新能源側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目，共19個(gè)，規(guī)模占電源側(cè)的88%。用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目，雖然規(guī)模體量上不及“大儲(chǔ)"，但各地電價(jià)機(jī)制改革后，尖峰電價(jià)提高，峰谷差價(jià)拉大，用電成本提高，給自身帶來(lái)了不小的挑戰(zhàn)。用戶側(cè)配儲(chǔ)可以谷時(shí)充電峰時(shí)放電，一方面可以緩解甚至解決尖峰購(gòu)電壓力；另一方面，富余的儲(chǔ)能還可并網(wǎng)，作為用戶側(cè)參與電力市場(chǎng)，利用峰谷差價(jià)實(shí)現(xiàn)獲利，儲(chǔ)能的價(jià)值逐漸凸顯。1-4月份用戶側(cè)項(xiàng)目投運(yùn)個(gè)數(shù)多達(dá)20個(gè)，隨著投資回報(bào)率的提升，用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目會(huì)越來(lái)越多。

儲(chǔ)能在不同環(huán)節(jié)存在多種盈利模式，儲(chǔ)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(yùn)營(yíng)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(jià)差套利、參與虛擬電廠需求響應(yīng)等輔助服務(wù)市場(chǎng)、容量租賃、電力現(xiàn)貨市場(chǎng)等方式。

2.1電源側(cè)

電力調(diào)峰：通過儲(chǔ)能的方式實(shí)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(shí)段對(duì)電池充電，在用電負(fù)荷高峰時(shí)段將存儲(chǔ)的電量釋放。

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

可再生能源并網(wǎng)：在風(fēng)、光電站配置儲(chǔ)能，基于電站出力預(yù)測(cè)和儲(chǔ)能充放電調(diào)度，對(duì)隨機(jī)性、間歇性和波動(dòng)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(chǔ)后再移至其他時(shí)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(huì)對(duì)發(fā)電及用電設(shè)備的安全高效運(yùn)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(chǔ)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(shí)段提供應(yīng)急容量，針對(duì)突發(fā)情況時(shí)為保障電能質(zhì)量和系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行而預(yù)留的有功功率儲(chǔ)備。

黑啟動(dòng)：發(fā)生重大系統(tǒng)故障或全系統(tǒng)范圍停電時(shí)，在沒有電網(wǎng)支持的情況下重啟無(wú)自啟動(dòng)能力的發(fā)電機(jī)組，逐漸擴(kuò)大系統(tǒng)恢復(fù)范圍，最終實(shí)現(xiàn)整個(gè)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(jià)差套利。

2.2 電網(wǎng)側(cè)

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

延緩輸配電設(shè)備擴(kuò)容升級(jí)：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(chǔ)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。

2.3用戶側(cè)

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

容量租賃：儲(chǔ)能電站租賃給新能源服務(wù)商，目前國(guó)內(nèi)的儲(chǔ)能容量租賃費(fèi)用范圍在250-350元/kW·年，具體定價(jià)由儲(chǔ)能電站與新能源電站的項(xiàng)目收益相互協(xié)商，而后雙方簽訂長(zhǎng)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(chǔ)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(jià)差套利：在實(shí)施峰谷電價(jià)的電力市場(chǎng)中，通過低電價(jià)時(shí)給儲(chǔ)能系統(tǒng)充電，高電價(jià)時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)放電，實(shí)現(xiàn)峰谷電價(jià)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(shí)可儲(chǔ)存電能，促進(jìn)綠電消納。

盈利方式：降低容量電費(fèi)，節(jié)約用電成本，峰谷價(jià)差套利。

3儲(chǔ)能系統(tǒng)設(shè)計(jì)及選型

3.1 儲(chǔ)能系統(tǒng)接入電網(wǎng)電壓等級(jí)要求

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

GB/T 36547-2018《電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》對(duì)不同容量的儲(chǔ)能系統(tǒng)并網(wǎng)電壓等級(jí)做了詳細(xì)的要求，電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)接入電網(wǎng)的電壓等級(jí)應(yīng)按照儲(chǔ)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(chǔ)能系統(tǒng)接入電網(wǎng)電壓等級(jí)如下表所示：

3.2 8kW及以下儲(chǔ)能系統(tǒng)

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

3.3 8kW-1000kW儲(chǔ)能系統(tǒng)

8kW-1000kW儲(chǔ)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(diǎn)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(huì)大大增加儲(chǔ)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(diǎn)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(chǔ)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(chǔ)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(shí)段充電，負(fù)荷高峰時(shí)期放電，以最小的成本擴(kuò)展企業(yè)內(nèi)部用電容量，這種情況最典型的場(chǎng)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(chǔ)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(shí)間內(nèi)擴(kuò)展1000kW，滿足企業(yè)用電擴(kuò)容需要。

通過0.4kV多點(diǎn)并網(wǎng)的儲(chǔ)能系統(tǒng)中，在10kV產(chǎn)權(quán)分界點(diǎn)需要增加防孤島保護(hù)裝置和電能質(zhì)量分析裝置，如果不需要往電網(wǎng)送電還需要安裝逆功率保護(hù)裝置，在低壓側(cè)0.4kV安裝電能質(zhì)量治理和無(wú)功補(bǔ)償裝置等，儲(chǔ)能系統(tǒng)數(shù)據(jù)通過智能網(wǎng)關(guān)采集后可以上傳至本地管理系統(tǒng)或者云平臺(tái)，實(shí)現(xiàn)企業(yè)可靠、有序用電，降低用能成本。

在這種模式下，安科瑞電氣可以為1000kW以下儲(chǔ)能監(jiān)控系統(tǒng)提供以下設(shè)備，見表