今年的1月-4月電化學(xué)儲能投運(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)儲能項(xiàng)目，達(dá)814.94MW/1514.2MWh，總數(shù)也多一共26個(gè)。

從應(yīng)用場景分布上來看，“大儲"依舊占據(jù)主要地位，電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能規(guī)模合計(jì)占比達(dá)98%，其中電網(wǎng)側(cè)儲能項(xiàng)目共投運(yùn)24個(gè)，裝機(jī)規(guī)模為1542MW/2993MWh，包括7個(gè)集中式共享儲能項(xiàng)目。電源側(cè)儲能項(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)儲能項(xiàng)目，共19個(gè)，規(guī)模占電源側(cè)的88%。用戶側(cè)儲能項(xiàng)目，雖然規(guī)模體量上不及“大儲"，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。用戶側(cè)配儲可以谷時(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(jià)實(shí)現(xiàn)獲利，儲能的價(jià)值逐漸凸

顯。1月-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)儲能項(xiàng)目會越來越多。

二. 儲能電站盈利模式

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(yùn)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(jià)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。

2.1電源側(cè)

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

2.1.2 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(yùn)行效率。

2.1.3 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。

2.1.4 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(shí)段進(jìn)行并網(wǎng)，提高可再生能源利用率。

2.1.5 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(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。

2.1.6 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)留的有功功率儲備。

黑啟動：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，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)

2.2.1 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(shí)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(shí)，儲能系統(tǒng)再向線路放電。

2.2.2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。

2.2.3 盈利方式：提升輸配電效率，延緩?fù)顿Y。

2.3 用戶側(cè)

2.3.1 容量管理：工業(yè)用戶可以利用儲能系統(tǒng)在用電低谷時(shí)儲能，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。

2.3.2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(fèi)用范圍在250-350元/kW·年，具體定價(jià)由儲能電站與新能源電站的項(xiàng)目收益相互協(xié)商，而后雙方簽訂長期租賃協(xié)議。

2.3.3 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。

2.3.4 峰谷價(jià)差套利：在實(shí)施峰谷電價(jià)的電力市場中，通過低電價(jià)時(shí)給儲能系統(tǒng)充電，高電價(jià)時(shí)儲能系統(tǒng)放電，實(shí)現(xiàn)峰谷電價(jià)差套利，降低用電成本。

2.3.5 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)可儲存電能促進(jìn)綠電消納。

2.3.6 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。

三.儲能電站的設(shè)計(jì)和選型

3.1 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(jì)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(jì)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：