6月19—20日，由中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會聯合江蘇省電機工程學會、全國微電網與分布式電源并網標準化技術委員會、中國能源建設集團江蘇省電力設計院有限公司等單位聯合召開的“第三屆全國電網側暨用戶側儲能技術應用高層研討會”在蘇州市太湖假日酒店舉行。來自電網公司、設計院、系統集成商、電池生產企業、投融資機構等單位的280余位嘉賓出席了本次研討會。

會議期間，國網江蘇省電力公司營銷部智能用電處副處長許慶強分享了主題報《客戶側儲能分析研究和江蘇并網服務》，以下是演講全文：

許慶強：各位領導、各位同行，早上好。很榮幸今天我排在第一個為大家作報告。首先講一下我的題目調整為《客戶側儲能分析研究和江蘇并網服務》，因為國網還沒有一個統一的并網服務相關的文件，江蘇在2017年9月份出臺了《國網江蘇省電力公司客戶側儲能系統并網管理規定》。

今天我的報告分五塊內容，第一、儲能發展現狀及趨勢，主要從國際、國內和江蘇儲能2018年及以前的發展歷程和趨勢。

第二、商業模式分析。

第三，作為電網企業對客戶側儲能業務管理的現狀。

第四，重點講述江蘇的并網服務。

第五，總結和展望。

第一部分、儲能發展現狀和趨勢。國際上儲能規模沒有把電源側、電網側和客戶側分開，我們這里統計的也是儲能全口徑數據，包括電源側、電網側和客戶側儲能，截至2018年年底全球投運儲能裝機規模6471.1兆瓦，增長率達到121%，鋰離子規模最大占86%，國外的客戶側儲能一共有2070kMW，占到整個儲能規模的32%。但是國外和國內的不一樣，國內的客戶側儲能主要以工業和大客戶為主，但是國外主要是以居民為主。


右下角的圖是截止到當年年份，儲能的建設規模，比如截止到2017年底整個儲能發展的規模是2926兆瓦時。2008年增長比例非常快，快的原因是美國的電力市場制訂了一個儲能參與調頻市場的方案，導致美國上了很大規模的儲能，當年全球儲能增幅達到231%個。

另外從這個圖上能看出來，右下角的2018年當年的數據，是截止到2017年的數據的1.2倍，也就是說2018年發展的儲能是前面截止到2017年年底的1.2倍，說明全球的儲能發展還是比較快的。

國內的數據截止到去年底，全國是1011.5兆瓦，2018年的增長率159%，鋰離子電池裝機規模最大。這里面有個特殊情況，同行們都知道，去年江蘇和河南電網側儲能有了突破，所以電網側儲能占比從2017年的3%增長到2018年的21.4%，擠占了客戶側儲能的份額，但總體而言占比高的還是客戶側儲能，2018年客戶側儲能占比46.5%。

2011年國內儲能年增長率很高，主要是當時國家有風光儲輸示范工程，以及深圳寶清的儲能電站，兩者加起來就有24兆瓦。從這個圖右側能看出，2018年儲能增長量明顯比往年高。


截止到5月底，江蘇已經建成客戶側儲能電站70多座，總功率108兆瓦，總容量753兆瓦時，主要分布在鎮江和無錫。從使用領域來看，70座中間，有58座用于消峰填谷，占裝機容量的97.9%，這也是目前客戶側儲能的主要收益；有24座是鉛炭電池，占總裝機規模的82.2%，磷酸鐵鋰儲能電站34座，總裝機規模只占12.7%；另外6座用于新能源消納，占1.8%。


省內的客戶側儲能主要供應商為南都電源、太湖能谷、中天科技、力信能源和杉杉能源，占到90%以上，太湖能谷主要是用的鉛酸電池。


第三部分是商業模式分析。客戶側儲能的利益相關方主要有六個，一個是項目業主，第二是儲能電池和設備廠商，第三個是用戶，提供儲能電站建設場地，同時他也是客戶側儲能收益點的載體，只有用戶才能享受到峰谷電價差。第四是綜合能源服務商，另外還有電網企業和售電公司。項目業主主要是項目融資或者投資方以及儲能電站的管理方，項目業主可以是儲能電池和設備廠家，也可以是用電用戶，也可以是綜合能源服務商，這和投資模式有關系。目前根據江蘇的情況，有三種投資方式，第一種是用戶自己建設和運營儲能電站，第二種是有投資方，比如說用戶提供場地，儲能電池廠家來投費用，采用合同能源管理方式，由雙方一起運營和管理儲能電站。第三種是又增加了一方，一般是綜合能源服務商，三方進行合同能源管理建設和運營儲能電站。

儲能電站主要有四種應用模式，第一種是電力用戶在自己范圍內建設運營儲能電站，不管自己投資還有投資方出錢，反正對于這個企業來講它就是一個單獨的儲能電站，在企業里面來運行；第二是光充儲一體的模式，或者風光儲一體模式，比如連云港的開山島近期建成了風光儲一體化運營項目，也是一個微電網。

客戶側儲能主要獲益點是峰谷電價差，部分還享受到政府補貼。關于政府補貼這一塊，蘇州協鑫儲能電站曾享受到省政府補貼，另外蘇州工業園區今年上半年出臺補貼政策，三年之內儲能電站每放一度電補貼三毛錢。

從長遠來講，我們客戶側儲能可以參與批發市場，主要通過電能量市場價差或參與輔助服務獲得額外收益。這些峰谷電價和參與電力批發市場這兩個收益是可以共存的，從目前來講主要是這些目錄電價的收益。同時現在有參與電力批發市場的現貨市場試點，以及從中長遠期考慮它有一些輔助服務的明顯收益。

執行目錄電價的收益，對于客戶側儲能來講，影響他的收益主要有五塊內容，第一是客戶側儲能電站最主要的收益，就是峰谷價差，為什么江蘇客戶側儲能電站發展的規模比較大，在全國也是處于非常明顯的領先地位，其主要原因是江蘇的電價差比較大，達到0.75元/千瓦時。

第二是儲能投資建設成本降低，儲能的成本下降，投資回收年限縮短。

第三是儲能技術提高帶來儲能電站的循環壽命延長，循環壽命越長可大大降低儲能建設運行的度電成本。

第四，對于合同能源管理模式，用電用戶和投資方的利益分成，如果用戶分成比例高，投資方的收益就會下降，投資回收年限也會加長。

第五，對于普通工業和大工業用戶來講，他上儲能電站的同時會對用戶變壓器的容量或者需量產生影響。這是一個雙刃劍，如果用戶的負荷晚上和白天相差不大，晚上對儲能電站充電會增加用戶變壓器的用電負荷，會帶來額外的基本電費成本開支，相當于上了客戶側儲能增加了用戶的基本電費。如果說用戶白天負荷高，晚上負荷低的話，能降低白天的用電負荷和用戶的基本電費，這種用戶上客戶側儲能項目還能降低基本電費而產生額外收益。所以基本電費的情況會影響到客戶側儲能的投資回報，特別是去年鎮江的客戶側儲能就比較明顯，因為需量電費的原因也產生了一些波折。

針對目前的峰谷電價差，只有江蘇、湖北等少部分省份上客戶側儲能項目能實現盈虧平衡。但是我們也對儲能的成本下降趨勢以及現有回報的計算， 2020年儲能電站會有盈利。因為從江蘇電網側儲能的招標情況來講，2018、2019年電池的價格有明顯下降，預測2025年在部分省份收益能夠達到40%。

另外儲能參與需求響應能得到比較大的單次活動回報。江蘇基本上每年都會有電力需求響應活動，2018年年初還做過冬天的填谷的需求響應。通過計算，在響應時間里客戶側儲能的回報是常規的峰谷電價差回報的39到139倍。但國內只有江蘇、山東、上海等地開展需求響應，并且一年也就一到兩次，使用的頻率比較低，還無法形成常態化的收益機制。

2019年3月份李克強總理提出了一般工商業平均電價再降低10%的要求，這個對客戶側儲能的投資收益會帶來明顯影響。國內降價有兩種模式，不同的降價模式對客戶側儲能的收益影響是不一樣的。

國內主要有兩種，一個是北京的模式，電價的峰平谷都統一下降同一額度。降價前后的電價情況，倒數第二行的最后三列數字都是0.0193，也就是說降價以后峰平谷都降了不到一分錢，這樣的話我們儲能投運以后的峰谷價差和峰平價差都是一樣的，不影響儲能的收益。

但是如果是河北這模式，峰平谷都基本上下降同一個比例，左邊三列可以看出封平谷分別下降3.4%、3.3%和3.2%，雖然說下降比例基本相同，但是降價幅度是不一樣的，高峰電價降的幅度大，平段降的適當少一點，谷段降的更少，這樣峰平價差和峰谷價差是下降的，就會明確影響到客戶側儲能的投資收益。

前面講的是執行目前電價上的收益，后面講一下市場機制下的收益分析。目前國內還是試點，還沒有大范圍推廣，所以這個可以說是未來幾年或者說未來發展的一個趨勢。我國目前只有部分省份開展了試點，甘肅、陜西已經開展了電力現貨市場，2018年中長期交易電量達到27%。按照《全國統一電力市場深化設計方案》，2025年以后我國將全面實施電力市場，到那個時候我們就存在省和省之間以及省內的兩級電力現貨市場模式，大部分普通工業和大工業用戶自己的儲能電站可以直接或者間接的參與電力市場。

前年10月份，國家五部委出臺《關于促進我國儲能技術與產業發展的指導意見》，明確提出儲能可以參與市場化，以市場化的方式參與電量交易，且可以作為獨立主體參與電力調頻和調峰等輔助服務。

市場機制下的收益，包括現貨市場、零售市場和輔助服務市場。現貨市場相當于我們在市場上買賣商品一樣，通過報價報量模式參與市場交易，這一塊一般現貨市場要中大型的儲能用戶才有參與的動力和價值。另外，儲能電站的優勢在于快速充放，其特性和現貨市場比較匹配，所以我們大中型的客戶側儲能參與現貨市場完全具備技術特性要求；零售市場是從零售商買電然后賣給相關的客戶，從初期階段來講和目前的谷買峰售一樣，但是它的模式發生了調整。輔助服務市場的收益會比較明顯，主要包括有償調峰、二次調頻、有償調壓、容量備用等等。但是客戶側儲能電站參與調峰、調頻等輔助服務市場有市場準入機制，基本要求裝機容量達到10兆瓦以上、持續充電時間8小時以上，才具備開展調峰和調頻輔助市場的條件。


市場機制下有中長期的雙邊交易，這個雙邊交易在儲能主體有三種模式，第一種是儲能電站與充電電源執行雙邊交易，通過現貨市場進行放電和售電。第二種是從現貨市場買低谷電，也類似于現在晚上充電，通過負荷或者售電公司簽訂雙邊合同進行放電。第三個模式，儲能用戶和電源側、負荷側同時簽雙邊協議，這樣可以降低交易風險。

即使市場機制下照樣可參與需求響應，另外，小規模客戶側儲能可以通過綜合能源服務公司、售電公司等能源集成商打包為“虛擬電廠”，參與現貨、零售市場，并提供輔助服務，這是未來儲能電站參與電力市場的主要模式。右邊這個圖是源網荷儲系統架構，圖的最右側的調控資源包括作為分布式形式的客戶側儲能電站。

報告的第三部分是業務管理現狀。首先我們講到客戶側儲能對電網發展有利的方面，第一，延緩配電網升級改造。這塊和我們目前常規的客戶側儲能加載工商業用戶的情況不一樣，比如，隨著空調負荷的急劇增加，某老舊居民小區用電負荷非常緊張，但附件變電站沒有多余容量或者沒有進線通道，如果增加小區供電容量需要對配電網進行大規模改造和投資，這種情況在小區里建設儲能電站，可以緩解當地用電緊張的情況，大大延緩配電網升級改造的緊迫性。

第二個是提升新能源消納。特別是北方和西北地區的小規模風電場，風能發了以后晚上電送不出去，儲能電站能消納新能源。

第三個是提高電網靈活性和安全運行水平。

第四是提升規模化電能替代負荷的接入能力。規模化電能替代負荷指的是大規模應用的電動汽車和煤改電等項目。大家知道，電動汽車用戶什么時候充電有隨機性，大規模電動汽車充電會加大電網負荷的峰谷差，隨機性也會加大。但是儲能電站本身的運行模式是晚上用電低谷的時候充電，高峰的時候放電，就可以降低因為電動汽車、煤改電拉大的峰谷差。

從對電網不利的因素來講，客戶側儲能對電網運行和檢修會帶來負面影響。第一，是我們大規模的客戶側儲能本身有一個地域上的分散性和充放電的雙向性和隨機性，對電網調度來講不易控制，會加大電網調峰難度，也會對配電網的可靠性帶來一定的沖擊。另外客戶側儲能也會用公共網絡進行通訊和控制，存在被黑客攻擊的風險，這個風險不光影響用戶本身，還會對配電網帶來負面效果。第二，儲能電站最近兩年也經常發生熱失控造成火災的情況，不光把電站燒掉，也會影響用戶自己的配電系統，以及附近電網的配電系統。還有，常規的配電檢修時，只將電源側斷電就可以檢修，如果饋線上有儲能電站，電源側開關斷開以后，位于饋線側的儲能電站會繼續供電，會造成檢修人員觸電事故，這種情況就需要客戶側儲能到供電公司備案，檢修人員對檢修方式可進行調整。

如果不考慮損耗，客戶側儲能谷充峰放，對電網企業而言，高峰放電量乘以電價，減去低谷充電量乘以電價，就是電網公司的營收損失。現貨市場如果進入成熟階段，對電網企業沒有影響。

前面講到我們江蘇截至上月底建成客戶側儲能電站70座，在建的有22座，合計92座儲能電站，到供電公司備案的為40座，占43%。實際上備案分兩種，一種是到供電公司備案，第二種是到發改委或者工信廳備案，這兩個備案途徑沒有矛盾，均需完成。大家要想了，客戶側儲能建在自己的廠區需，為什么要去備案。不管電力檢修還是巡視，到電力部門備案后可以有針對性的對建有儲能電站的電力客戶進行安全和搶修方面的日常工作。對于采用合同能源管理方式建設的客戶側儲能電站，電站運行后投資方需要和用戶去利益分成，分成的依據是儲能并網點的表計電量，如果到供電公司備案，可以使用供電公司的表計，納入供電公司統一管理，在計量精度方面具有法律效應，可以得到投資方和用戶的共同信任。另外備案以后便于儲能電站參與電力需求響應。到政府相關部門備案的儲能電站，才有獲得政府補貼的機會。

下面的圖就是江蘇13個地市備案和未備案的統計數據。


2017年9月份江蘇出了儲能系統并網管理規定，明確了供電公司在方案編制、設計審查、裝表接電、驗收投運等環節需做好服務工作，投運以后供電部門的用電檢查員需對儲能電站所在的用戶定期進行安全檢查方面的指導。

客戶側儲能在并網服務之前需要知道下面信息，第一是客戶側儲能電站由客戶投資建設，電站的設計、施工、設備供給完全由客戶自主選擇，供電公司不會參與。第二，在整個并網申請的受理、設計審查、裝表接電的全過程服務，供電公司不收取任何費用，并且，因為客戶側儲能投資引起公共電網的改造，由供電公司投資和建設運行。

客戶側儲能主要和供電公司五個部門有關系，營銷是最主要的，整個并網的流程由營銷部牽頭。發展部門是配合做一些電網規劃和公共電網改造的投資，同時參與接入方案制訂、方案審查、設計審查和并網驗收。設備部除了審查和驗收，還要參與安全運行管理。調度部門主要參與方案的審查和并網驗收。財務部安排相關的電網改造費用。

常規的電力用戶會和供電公司簽訂供用電合同，客戶側儲能在通過驗收、在并網前需簽訂《供用電合同補充協議》。

第五部分，總結和展望。前面講過近兩年我們行內都知道有出過不少熱失控的情況，也有部分儲能電站發生火災事故。國網江蘇省電力有限公司在今年年初出臺了預制艙式磷酸鐵鋰電池儲能電站消防技術措施，推薦電網側儲能電站使用細水霧滅火系統，因為細水霧滅火系統可以在熱失控初期進行有效控制。大家做方案的時候可以作參考，考慮客戶側儲能電站使用細水霧滅火系統的可行性和經濟性。

隨著光伏630政策調整以后，有不少光伏電站會配套投入儲能電站，所以光儲一體化的情況越來越明顯。如果光伏規模較小，儲能規模較大，容易產生儲能電站向電網放電，目前只有光伏上網政策，需要政府出臺客戶側儲能向電網放電的政策價格和機制。國內從2012、2013年開始大規模推廣應用純電動汽車，到現在有不少到達使用壽命的動力電池，我們用淘汰的動力電池建設儲能電站，經濟性將明顯優于新電池儲能電站，投資年限也會從原來8到10年降低為5到6年。總體而言，利用退役動力電池建設梯次儲能電站具備技術使用條件，但是運行策略和充放電策略必須做好，確保梯次電站的安全性。

最后一點，客戶側儲能電站投資回報周期目前還是比較長的，還需充分利用補貼優惠政策，比如蘇州工業園區三年時間內每放一度電可以補貼三毛錢，這是一個很大的額外收益。我們需要在常規投資回報情況下，除了補貼還要參與售電業務和電力需求響應，退役以后還可以再次利用，充分發揮電池的剩余價值，各個渠道要充分利用，提高客戶側儲能電站的經濟性，縮短回報周期。