1、概述
1.1 政策背景
發(fā)展風電和光伏發(fā)電是我國能源發(fā)展的重點之一，光伏發(fā)電和風電在經歷快速發(fā)展的同時，也面臨著因隨機性和不可預測性導致的棄風、棄光等并網消納問題。而大規(guī)模的儲能建設是解決可再生能源并網消納的重要手段之一。
2017年10月國家發(fā)改委、財政部、科學技術部、工業(yè)和信息化部、國家能源局五部門出臺《關于促進儲能技術與產業(yè)發(fā)展的指導意見》指出，未來10年分兩個階段推進相關工作，第一階段實現儲能由研發(fā)示范向商業(yè)化初期過渡；第二階段實現商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉變。結合電力體制改革，研究推動儲能參與電力市場交易獲得合理補償的政策和建立與電力市場化運營服務相配套的儲能服務補償機制。
2017年11月國家能源局印發(fā)《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》，解決峰谷差的主要抓手。
作為安全清潔高效的現代能源技術，儲能也在《能源技術革命創(chuàng)新行動計劃(2016-2030年)》、《國家創(chuàng)新驅動發(fā)展戰(zhàn)略綱要》、《中國制造2025—能源裝備實施方案》、《國家電網關于促進電化學儲能健康有序發(fā)展的指導意見（國家電網辦〔2019〕176號）》、《關于加強儲能標準化工作的實施方案》的通知國能綜通科技〔2020〕3號文件等多項政策中被重點提及。相關政策清晰描繪了儲能技術的創(chuàng)新發(fā)展路線圖，重點技術攻關、試驗示范、推廣應用的儲能技術裝備。
2020年5月xx能監(jiān)辦印發(fā) 《xx省電力輔助服務市場交易模擬運行規(guī)則》（湘監(jiān)能市場[2020]39號）指出：從5月15日起，xx省電力輔助服務市場開始進入模擬運行，模擬運行時間截止日2020年8月31日，模擬運行期間只進行電量結算，不進行電費結算。
儲能等輔助服務商可作為市場主體參與，且文件指出省調可優(yōu)先調用儲能電站資源。其中在深度調峰市場交易中，儲能電站按充電電量報價，報價上限為500元/MWH，且儲能電站充電電量同時執(zhí)行現行用電側峰谷分時電價。在緊急短時調峰交易中，滿足技術標準、符合市場相關條件的10MW及以上的儲能電站可參與，功率≥30MW、持續(xù)60分鐘以上的儲能電站最高報價上限600元/MWH。
1.2 技術背景
儲能是通過特定的裝置或物理介質將不同形式的能量通過不同方式儲存起來，以便以后在需要時利用的技術。
現有的儲能系統主要分為五類：機械儲能、電氣儲能、電化學儲能、熱儲能和化學儲能，如圖1-1所示。
圖1-1 儲能技術分類
各種儲能技術的詳細介紹與比較如表1-1所示。
表1-1 儲能技術的比較
根據多種儲能技術的比較，電化學儲能技術成熟，容易疊加模塊，放大儲能規(guī)模，可以接入各種能源，更加適合本項目。
2、電化學儲能
2.1 電化學儲能在電力系統的作用
發(fā)展風電和光伏發(fā)電是我國能源發(fā)展的重點之一。國家能源局新能源與可再生能源司司長朱明提出，到2020年風電裝機要達到2.1億千瓦，力爭達到2.5億千瓦，光伏裝機力爭達到1.5億千瓦，光熱發(fā)電裝機目標500萬千瓦。作為清潔的可再生能源，光伏發(fā)電和風電在經歷快速發(fā)展的同時，也面臨著因隨機性和不可預測性導致的棄風、棄光等并網消納問題。
大規(guī)模的儲能建設被認為是解決可再生能源并網消納的重要手段之一。
在用戶側，儲能可在分布式發(fā)電、微網及普通配網系統中憑借其能量時移的作用，來幫助用戶實現電費管理，并在此基礎上實現其需求側響應、電能質量改善、應急備用和無功補償等附加價值。
在電網側，儲能可與火電機組捆綁參與調頻服務，解決火電調頻能力不足、煤耗高、機組設備磨損嚴重等問題，且調頻效果遠好于火電機組，其最突出優(yōu)點為毫秒級響應速度，高于火電數十倍，調節(jié)反向、調節(jié)偏差以及調節(jié)延遲等問題將不會出現。
在發(fā)電側，儲能用于大規(guī)模風光的并網，可解決其因隨機性和不可預測性導致的棄風、棄光等并網消納問題。其主要工作模式跟蹤計劃出力、平滑輸出等。在此領域，儲能系統的大容量、大規(guī)模建設和應用是重點。
2.2 用戶側
2.2.1 什么是用戶側儲能
峰谷電價的大力推行為儲能套利提供可觀空間。我國目前絕大部分省市工業(yè)大戶均已實施峰谷電價制，通過降低夜間低谷期電價，提高白天高峰期電價，來鼓勵用戶分時計劃用電，從而有利于電力公司均衡供應電力，降低生產成本，并避免部分發(fā)電機組頻繁啟停造成的巨大損耗等問題，保證電力系統的安全與穩(wěn)定。儲能用于峰谷電價套利,用戶可以在電價較低的谷期利用儲能裝置存儲電能，在電高峰期使用存儲好的電能，避免直接大規(guī)模使用高價的電網電能，如此可以降低用戶的電力使用成本，實現峰谷電價套利。
根據國家電網數據，全國用電大省峰谷價差分布于0.4~0.9元/kWh，特別的，對于江蘇和廣東兩個用電量全國前二的省份，其峰谷價差高于0.8元/kWh，為用戶側利用儲能來套利峰谷價差提供了可觀空間。
2.2.2 用戶側儲能用途及價值實現
（1）峰谷電價套利
用戶側儲能多數以配合小功率光伏應用的光儲形式存在，用戶增設儲能容量，實現價值的最直接方式是對峰谷電價的套利。用戶可以在負荷低谷時，以較便宜的谷電價對自有儲能電池進行充電，在負荷高峰時，將部分或全部負荷轉由自有儲能電池供電。其所能獲取的利潤可用峰電價減谷電價和儲能度電成本之和進行估算。利潤的大小取決于峰谷電價差和電池成本的大小。
（2）提高自建光伏發(fā)電的利用率
光伏發(fā)電具有周期性，只能在白天光照條件合適的時候出力。加裝儲能電池，可以將光伏的發(fā)電量存儲起來，在適時的時候使用，消除了光伏發(fā)電與居民用電時間不同步的限制，大大提高光伏發(fā)電利用率。
（3）保證電網運行的穩(wěn)定性
我國這兩年居民自建光伏裝機容量增長迅猛，不帶儲能的光伏發(fā)電滲透率增大，必然會影響到電網的穩(wěn)定性。若光伏發(fā)電出力過大，必然會在電網局部形成潮流倒送的現象，這會增大電網調度的難度，影響電網運行的安全。用戶側加裝儲能電池，可以在低壓側形成緩沖層，吸收部分出力過大的光伏發(fā)電，便于調度部門對潮流進行控制，保證電網運行穩(wěn)定性。
2.2.3 用戶側儲能運營模式
（1）EMC模式
由第三方投資運營,在工業(yè)用戶提供場地內建設儲能系統,與工業(yè)用戶業(yè)主利潤分享。
（2）EPC模式
由工業(yè)用戶自行投資運營,儲能設備或系統集成方負責項目建設及維護,工業(yè)用戶獲得項目收益。
2.2.4用戶側化學儲能的收益模式
現在我們用戶側儲能有五個應用盈利模式：峰谷套利、需量電費管理、動態(tài)增容、電網輔助服務、提高新能源自用率?，F在提高新能源自用率基本上還是發(fā)電側，在用戶側還是比較少，但是以后肯定是方向。
（1）峰谷套利，峰谷價差我們就是低儲高放，基本上通過對比全國幾個地區(qū)典型的電價，長三角、珠三角、京津冀這些地方才有盈利的可能。
（2）需量電費管理，主要是削峰，把這個峰削掉，避免容量電費超出。容量費是針對變壓器收取得的需量電費，也叫基礎電費，不管用不用電，這部分電費都要固定繳納。
（3）動態(tài)增容，現在電網進行增容很麻煩，基本上很難批。
（4）電網輔助服務，現在已經搞了不少了，一個是調峰服務、一個是調頻服務，現在電源側已經搞了很多的調頻服務。調峰服務江蘇這邊國網地區(qū)搞了很多，南網地區(qū)也基本上在搞。
（5）是用戶側新能源自用率，因為自用率提高你的收益基本上提高，目前分布式還不明顯，但是以后會考慮，基本上完全市場化之后，以前的峰谷套利這些模式會全部改變，所有的儲能必須和售電公司合作才可能有新的盈利點。
2.3發(fā)電側
2.3.1電池儲能系統在發(fā)電側的應用
在發(fā)電側，儲能用于大規(guī)模風光的并網，可解決其因隨機性和不可預測性導致的棄風、棄光等并網消納問題。其主要工作模式跟蹤計劃出力、平滑輸出等。在此領域，儲能系統的大容量、大規(guī)模建設和應用是重點。
（1）平滑出力波動
由于風力發(fā)電和光伏發(fā)電等新能源具有隨機性、間歇性、出力變化快等特點,大容量的新能源發(fā)電裝置直接并網會對電網調度運行與控制帶來較大影響,甚至直接引發(fā)一些安全穩(wěn)定事故。利用電池儲能裝置與可再生能源發(fā)電裝置聯合運行,可使隨機變化的輸出功率轉換為相對穩(wěn)定的輸出,有利于滿足并網的各項技術要求。
（2）跟蹤出力和經濟調度
新能源發(fā)電系統的出力普遍呈現出極強的間歇性,且極難準確預測,如何制定科學合理的日前、日內及超短期(實時)出力計劃,在滿足調度及儲能約束的前提下保證新能源的高效輸出是該問題的關鍵所在。
在出力計劃跟蹤方面,當前研究主要可分為日前、日內以及實時出力計劃跟蹤3個方面。針對日前出力計劃,大量文獻分別針對有功功率計劃和無功功率計劃提出了儲能裝置對新能源發(fā)電出力的補償控制方法,取得了削峰填谷,改善潮流的良好效果。針對日內出力計劃,主要工作集中在如何引入基于實時電價、負載需求和新能源出力等因素構建出最優(yōu)性能指標函數,在最大程度跟蹤出力計劃的同時實現延長電池使用壽命等附加目標。而針對實時出力計劃的跟蹤方案,則更多地將減少日前短期新能源出力預測誤差作為其控制目標。
（3）參與電源的調頻與調壓
電池儲能系統安裝在發(fā)電側時具有四象限調節(jié)能力,能夠靈活地對有功、無功的輸入和輸出進行調整,因而對于增強發(fā)電側頻率和電壓調節(jié)能力,改善并網電能質量具有重要意義。
儲能系統通過配合適當的出力調度控制,在提高新能源接納能力,改善新能源與傳統電源的發(fā)電性能與并網經濟性,增強發(fā)電側頻率和電壓調節(jié)能力等多方面具有重要作用。
2.3.2發(fā)電側儲能運營模式
當發(fā)電側參與電力市場競價時，上網電價存在一定的波動范圍,配置的儲能在低電價時段充電在高電價時段放電,有可能給發(fā)電商帶來一定的收益,同時可以避免常規(guī)發(fā)電機組頻繁啟停,以及長時間低功耗運行所帶來的損失。儲能能否獲利取決于上述因素的綜合影響。
我國發(fā)電側一般采用標桿電價的方式,不存在上網電價峰谷差,因而理論上配置儲能無法獲利。隨著可再生能源的快速發(fā)展,“三北”地區(qū)限電嚴重,尤其在火電機組需要以熱定電方式運行的取暖季。配置儲能可以將風電和光伏所限發(fā)的電量存起來,并在其他時段輸送出去,從而減少限發(fā)損失。儲能的收益相當于可再生能源的上網標桿電價,存在一定的盈利可能性,尤其是光伏電站（對于早期建成的且電價補貼額度高的項目價值更加凸顯）。但這種應用方式的持續(xù)性存在風險,隨著電網建設和負荷發(fā)展,可能會大幅緩解或消除限電問題和給儲能投資者帶來風險。
2.4 電網側
2.4.1電網側儲能的功能和價值
電網側儲能可與火電機組捆綁參與調頻服務，解決火電調頻能力不足、煤耗高、機組設備磨損嚴重等問題，且調頻效果遠好于火電機組，其最突出優(yōu)點為毫秒級響應速度，高于火電數十倍，調節(jié)反向、調節(jié)偏差以及調節(jié)延遲等問題將不會出現。
電網側儲能浪潮的興起，是電網運行面臨挑戰(zhàn)和儲能技術自身發(fā)展共同作用的結果。一方面，新能源的快速增長、電力負荷峰谷差持續(xù)增大、電力系統電力電子化特征愈發(fā)明顯、遠距離輸電仍將持續(xù)、大電網的安全穩(wěn)定更受關注，使得傳統的發(fā)、輸、配電設施和技術已難以有效兼顧清潔低碳與安全高效的電網發(fā)展要求。而儲能在電網中的規(guī)模化應用則可改變電能生產、傳輸與消費必須同步完成的傳統模式，一定程度上將實時電力平衡轉變?yōu)殡娏科胶?，將推動電力系統向更加柔性、靈活的方向轉變。另一方面，抽水蓄能、鋰離子電池儲能、壓縮空氣儲能等各類儲能技術快速發(fā)展，成本持續(xù)下降，使得儲能迎來規(guī)?；虡I(yè)應用機遇。
通過儲能與電網的深度融合，可極大改進偏重于電力平衡的傳統電網規(guī)劃和調度方式，可全面提升清潔能源消納能力、大電網安全穩(wěn)定運行水平和電網投資運行效率，將開啟電網智能柔性、經濟高效的新模式。儲能響應速度快、調節(jié)靈活的特點，使其在調峰、調頻、緩解阻塞、替代和延緩輸配電投資、電壓支撐與無功控制、故障緊急備用等方面可發(fā)揮“四兩撥千斤”的作用。區(qū)別于獨立運行的電源側、用戶側儲能，由于電網側儲能接受電力調度機構統一調控、參與系統全局優(yōu)化，必將形成儲能的系統性、全局性優(yōu)勢，必將產生以儲能全局優(yōu)化調度替代局部運行的價值，必將提升儲能的效用和投資效益。因此，電網側儲能的發(fā)展代表了電力儲能產業(yè)高質量發(fā)展的方向。
2.4.2 電網側儲能的運營方式
儲能在電網側的作用主要是緩解輸配電系統升級改造,以及主動參與調頻調壓等穩(wěn)定控制等方面。輸配電系統在應對負荷高峰時段或尖峰時段運行時需要投入大量的電力資產,但這部分資產的利用率很低,而且新建、擴建還要面臨輸電走廊、環(huán)境等多方面因素制約。配置儲能可以減緩輸配電系統的升級改造,其獲利模式取決于輸配電系統升級改造和儲能系統建設與運維之間的成本對比。
儲能系統參與電網調頻調壓,可以増加調頻調壓容量和控制靈活性,有利于調度運行和系統穩(wěn)定。如果儲能參與自動發(fā)電控制( ACC)和自動電壓控制( AVC),可以參照常規(guī)發(fā)電機組,按照可調容量和累計運行時間獲得收益。當然,由于儲能具有響應速度快,爬坡能力強,可正反向調節(jié)等優(yōu)點,可以加大儲能電站的調頻調壓調用補貼。
2.5 政策與市場環(huán)境
2019年5月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》，規(guī)定電儲能設施的成本費用不計入輸配電成本。這一規(guī)定發(fā)布的宏觀背景是我國整個實體經濟目前面臨較大下行壓力，政府在做宏觀政策決策時，首先希望盡可能降電價。如果把電網企業(yè)的電儲能投資都計入輸配電價這個口子放開，勢必會造成輸配電價上揚，給終端用戶造成一定壓力。這是政府出臺這一政策的初衷，雖然對儲能行業(yè)有一定影響，但應該從更大的格局去看待。
雖然電力市場化改革面臨許多困難，但總體而言，在推動電力市場建設過程中，應進一步克服體制機制的障礙，比如建立完善的輔助服務市場機制。當前，我國各區(qū)域、各省實行的深度調峰輔助服務市場，是解決新能源消納問題的中國方案。但作為一個市場而言，深度調峰市場的總規(guī)模并不大，同時結算上只是在發(fā)電廠之間進行資金轉移，成本并未很好地傳導到用戶側、形成激勵用戶響應的價格信號。
2.6 儲能問題與挑戰(zhàn)
政府層面，現在就是沒有一個明顯的全國的政策來支持儲能的發(fā)展。電網側，目前沒有采用什么標準、什么流程來做，沒有。設備廠家，對我們來說，一壽命、二成本，影響最大。我們期望它有10年的壽命，因為對我們來說，充放電次數影響大，關鍵是年份和充放電次數，現在都很難達到這個數。成本，都在降低，但是我們分析現在就在一個臨界點，希望(成本)再往下降一點，大家基本上都可以進場去投。
技術問題，還是希望把壽命循環(huán)次數能提高，就像以后我就希望儲能電池和光伏組件一樣，能有25年的壽命基本上隨便都可以投、都可以做。最后就是電力市場化之后儲能的商業(yè)模式要做出重大改變，因為電力市場化之后電價基本上是隨市場波動的，電價的負荷曲線是由售電公司掌握的，很難用以前的商業(yè)模式去衡量以后的商業(yè)模式，預計2022年我所有的商業(yè)模式就要革新，可能儲能站必須和售電公司去合作，不然沒有盈利的可能。
3 用戶側案例
3.1 案例概述
舉一個用戶側例子，假設使用長沙廠房建設削峰填谷儲能項目工程，最大功率1.00MW,每次放電3小時，每天兩次，放電深度80%，則容量為（1MW×3/80%）3.75MWh。項目配置1臺1MW/3.75MWh的集裝箱式磷酸鐵鋰電池儲能組，電池集裝箱配置兩臺500kW PCS，PCS出線經1000kVA箱變后接入至10kV開關柜，開關柜出線接入廠區(qū)10kV電網完成并網。
3.2 儲能電池系統
3.2.1 電池單元
儲能是通過物理或化學手段將電、熱等形式的能量儲存起來，在出現用能需求時釋放的過程。目前化學儲能技術主要包括鉛酸電池、鉛炭電池、氧化還原液流電池、鈉硫電池、鐵鋰電池。表3.2-1是鉛碳電池與鋰電池比較情況：
表3.2-1鉛碳電池與鋰電池比較
本項目儲能電站對儲能系統需求比容量，效率輸出、循環(huán)壽命要求較高特點，綜合考慮本方案儲能電池采用1MW/3.75MWh磷酸鐵鋰電池進行設計。
3.2.2 電池管理系統
蓄電池作為動力來源，必須串聯使用才能達到電壓要求，而多個電池串聯使用一段時間后，電池內阻和電壓產生波動，單體電池的狀態(tài)差異會逐漸顯現出來，不斷循環(huán)的充放電過程加劇了單體電池之間的不一致性。電池成組后，大功率充放電時，電池組發(fā)熱，在電池模塊內形成一定的溫度梯度，使各單體電池工作時環(huán)境溫度不一致，將削弱單體電池間的一致性，降低電池組充放電能力。
為確保電池性能良好，延長電池使用壽命，必須對電池進行合理有效地管理和控制。電池管理系統（Battery Manage System，BMS）對電池組的使用過程進行管理，對電池組中各單體電池的狀態(tài)進行監(jiān)控，可以維持電池組中單體電池的狀態(tài)一致性，避免電池狀態(tài)差異造成電池組性能的衰減和安全性問題。
BMS通過測量，獲取電池的工作狀態(tài)，并把這種狀態(tài)顯示出來。緊急情況下，利用聲光手段來提醒使用者，使得電池工作在“合理區(qū)域”，從而延長電池的使用壽命。危險情況下，自動采取措施，避免事故的發(fā)生。另外為電池提供能量均衡功能，提高電池的“有效儲能”，進而延長放電時間。
3.2.3 電池系統布置
集裝箱的主要任務是將鋰電池、通訊監(jiān)控等設備有機的集成到1個標準的單元中，該標準單元擁有自己獨立的供電系統、溫度控制系統、隔熱系統、阻燃系統、火災報警系統、電氣聯鎖系統、機械聯鎖系統、安全逃生系統、應急系統、消防系統等自動控制和安全保障系統。
3.2.4 PCS預制倉
1MW逆變設備集裝箱1套，內含500kW輸出三相三線380V非隔離PCS 2套，單臺直流工作電壓450-850V，交流額定電壓380V [集裝箱預制含照明、隔熱、防腐蝕、消防器材、接地、散熱設計，防護等級IP54,使用壽命＞10年]2)儲能系統設備參數要求。
其工作原理為：通過三相橋式變換器，把儲能陣列的直流電壓變換成高頻的三相斬波電壓，通過濾波器濾波變成正弦波電流后并入電網。
性能特點：結構緊湊，減少占地面積。支持多機直接并聯，可擴展性強，可實現1MW、1.25MW、 1.5MW、2MW、2.5MW集成一體化設計，節(jié)省系統成本，滿足電網側、發(fā)電側等場站級場景規(guī)模化應用需求。
采用三電平拓撲結構，自主熱管理技術，最高效率達99.18% 。并網友好，具備一次調頻調壓，調峰控制、SVG功能，具備高低穿能力。
3.3電氣一次
本工程共配置容量為3.75MWh的蓄電池組1組，500kW儲能變流器2臺，1000kVA箱變1臺。
儲能單元由蓄電池-儲能變流器-交流匯流柜-變壓器構成，3750Wh蓄電池組接入兩臺儲能變流器，PCS出線經1000kVA箱變后接入至10kV開關柜，開關柜出線接入廠區(qū)10kV電網完成并網。
4 發(fā)電側案例
4.1 案例概述
發(fā)展風電和光伏發(fā)電是我國能源發(fā)展的重點之一。作為清潔的可再生能源，光伏發(fā)電和風電在經歷快速發(fā)展的同時，也面臨著因隨機性和不可預測性導致的棄風、棄光等并網消納問題。
以一個xx地區(qū)10MW地面光伏電站項目為例，配置相應儲能系統參與調峰，假設每天都有調度，每天調度兩小時，放電深度80%，則電池容量取25MWh（10MW×2/80%=25MW），則本期項目可配置5臺2MW/5MWh的集裝箱式磷酸鐵鋰電池儲能組，每臺電池集裝箱配置一臺2MW集裝箱式儲能升壓一體機，2MW集裝箱式儲能升壓一體機出線后接入至35kV開關柜，開關柜出線接入35kV電網完成并網。
4.2 儲能電池系統
4.2.1 電池單元
儲能是通過物理或化學手段將電、熱等形式的能量儲存起來，在出現用能需求時釋放的過程。目前化學儲能技術主要包括鉛酸電池、鉛炭電池、氧化還原液流電池、鈉硫電池、鐵鋰電池。
本項目儲能電站對儲能系統需求比容量，效率輸出、循環(huán)壽命要求較高特點，綜合考慮本方案儲能電池采用1MW/2.75MWh磷酸鐵鋰電池進行設計。
4.2.2 電池管理系統
蓄電池作為動力來源，必須串聯使用才能達到電壓要求，而多個電池串聯使用一段時間后，電池內阻和電壓產生波動，單體電池的狀態(tài)差異會逐漸顯現出來，不斷循環(huán)的充放電過程加劇了單體電池之間的不一致性。電池成組后，大功率充放電時，電池組發(fā)熱，在電池模塊內形成一定的溫度梯度，使各單體電池工作時環(huán)境溫度不一致，將削弱單體電池間的一致性，降低電池組充放電能力。
為確保電池性能良好，延長電池使用壽命，必須對電池進行合理有效地管理和控制。電池管理系統（Battery Manage System，BMS）對電池組的使用過程進行管理，對電池組中各單體電池的狀態(tài)進行監(jiān)控，可以維持電池組中單體電池的狀態(tài)一致性，避免電池狀態(tài)差異造成電池組性能的衰減和安全性問題。
BMS通過測量，獲取電池的工作狀態(tài)，并把這種狀態(tài)顯示出來。緊急情況下，利用聲光手段來提醒使用者，使得電池工作在“合理區(qū)域”，從而延長電池的使用壽命。危險情況下，自動采取措施，避免事故的發(fā)生。另外為電池提供能量均衡功能，提高電池的“有效儲能”，進而延長放電時間。
4.2.3 電池系統布置
集裝箱的主要任務是將鋰電池、通訊監(jiān)控等設備有機的集成到1個標準的單元中，該標準單元擁有自己獨立的供電系統、溫度控制系統、隔熱系統、阻燃系統、火災報警系統、電氣聯鎖系統、機械聯鎖系統、安全逃生系統、應急系統、消防系統等自動控制和安全保障系統。
4.2.4 集裝箱式儲能升壓一體機
2MW集裝箱式儲能升壓一體機5套，包含集成儲能變流器、升壓變壓器、環(huán)網柜、測控柜、集裝箱、智能就地監(jiān)測系統等在內的10套MW級集裝箱式儲能升壓一體化系統，配合電網調度中心、EMS系統打造電網輸配電側智能化的、具備快速響應能力的電力調節(jié)系統。
其工作原理為：通過三相橋式變換器，把儲能陣列的直流電壓變換成高頻的三相斬波電壓，通過濾波器濾波變成正弦波電流后并入電網。
產品特點
節(jié)省投資
“儲”、“變”一體化部署,結構緊、降低建設、維護成本最大可支持4合PCS直接并聯,節(jié)省變壓器采購成本;PCS、變壓器共用低壓斷路器,節(jié)省設備成本。
高效發(fā)電
FCS、變壓器銅排搭接,降低系統損耗;高效地MPPT跟蹤功能。
功能全面
支持儲能、虛擬同步機接口；具備并網充放電、離網獨立逆變功能。
5用戶側財務評價
5.1財務評價的基礎數據
假設用戶側儲能項目系統功率1MW，每天充放電各3小時，每天循環(huán)兩次，放電深度80%，電池循環(huán)次數約5000次，每年有效運行天數為350天，則總裝機容量為（1MW×3/80%=）3.75MWh，經營期（5000/（350×2）≈7）7年。
假設儲能系統成本為1.85元/Wh，其中電池集裝箱成本1.07元/Wh（電池成本0.8元/Wh）、pcs雙向變流器成本0.31元/Wh、其他設備0.198元/Wh、施工和其他費用0.272元/Wh。
項目靜態(tài)投資（1.85元/Wh×3.75MWh=）693.75萬元。
5.2銷售收入及利潤
（1）峰谷價差收入
根據xx省現行電網銷售電價表（見表一）和峰谷時間電價表，本項目可采用峰尖時刻放電，谷平時刻充電的方式賺取峰谷電價差。
湘發(fā)改價商〔2019〕407號
尖峰電價（不含增值稅） 0.8937 元/kWh
高峰電價（不含增值稅） 0.7937 元/kWh
平段電價（不含增值稅） 0.6437 元/kWh
低谷電價（不含增值稅） 0.4437 元/kWh
由此可得，每天峰谷電價收入為（（0.8937-0.6437）+（0.7937-0.4437））×3×1000kW=1800元/天，則全年以運行350天計，首年峰谷價差收入為63萬元。
（2）需量電費減免
當大工業(yè)用戶逐月繳納電費的時候,電費清單包括兩個部分。
第一是可視電量,即計量電表抄表數值,是企業(yè)當月實際用電負荷。
第二部分是針對變壓器收取的需量電費,也叫基礎電費,不管你用不用電,這部分電費都是要固定繳納，針對需量電費繳納,電力公司給出兩種選擇：
一是按照變壓器容量收取,假設項目廠區(qū)是大工業(yè)用戶且裝了臺5MVA的變壓器,每月按照固定容量費20元/kVA.月（來源于表一）收取,即每月固定繳納10萬的容量費。
二是按照廠區(qū)月最大負荷收費(按需收費),假設廠區(qū)是大工業(yè)用戶且每月負荷都在2-3MW之間,最大3MW計算，xx需量費為30元/kW月（來源于表一）,則每月繳納的需量電費為9萬。
如果該用戶側以最大負荷收取需量電費，假設每月產生了至少1000kW的尖峰負荷,本項目通過及時響應負荷變化從而降低用戶側最大峰值復核的方式來減免廠家繳納的需量電費。
本儲能系統的PCS有10%的長期過載能力。響應峰值負荷時,能量管理系統可準確識別尖峰負荷,并向電池發(fā)出調度,儲能系統可釋放至少1100kW的功率以抵消尖峰負荷沖擊。按照儲能系統每月削減1100kW測算,儲能系統每月為業(yè)主減少1100×30=33000元的容量費。運行7年共減少33000×12×7=277.2萬元的容量費。
（3）小結
儲能電站年均放電量為196.64萬kWh（平均功率×每天放電時間×年運行天數）,平均電價差（（（0.8937-0.6437）+（0.7937-0.4437））/2=）0.3元/kWh,年均峰谷電差收入約為196.64萬kWh×0.3元/kWh=59.00萬元，電站運行7年峰谷電價差收入413.00萬元。減少需量電費277.2萬元。靜態(tài)投入（3750MWh×1.85元/MWh=）693.75萬元，假設每年運維成本是靜態(tài)投入的4%，那每年的運維成本693.75×4%=27.75萬元，7年運維成本194.25萬元。
收入：413+277.2=690.2萬元
投入：693.75+194.25=888萬元
5.3總結
用戶側包含收益方式：
一、峰谷差價收入，電站運行（5000/（350×2）≈7）7年峰谷電價差收入490.37萬元。
二、需量電費管理收入，假設電站是大工業(yè)用戶，則7年可以減少277.2萬元的需量電費。
三、深度調峰收入和短時響應調峰收入，根據xx能監(jiān)辦印發(fā) 《xx省電力輔助服務市場交易模擬運行規(guī)則》（x監(jiān)能市場[2020]39號）文件中提到：滿足技術標準、符合市場相關條件的10MW及以上的儲能電站參與調峰，儲能電站按最高0.5元/kWh的價格報價提供電價補助以及相應的。
在可行情況下，上述3種收益方式可相互疊加實現收益最大化，但一般來說單獨的用戶側儲能只包含前兩種收益（一般用戶側儲能很少達到10MW的規(guī)模），以前述案例計算，不考慮稅收與企業(yè)所得稅，運行期間總共收益為277.2+490.37=767.57萬元。
而該項目靜態(tài)投入加上運維共投入888萬元，項目實際處于虧損狀態(tài)，不建議投資。
附表 儲能收益測算表
6、發(fā)電側財務評價
6.1財務評價基礎數據
根據xx能監(jiān)辦印發(fā) 《xx省電力輔助服務市場交易模擬運行規(guī)則》（湘監(jiān)能市場[2020]39號）文件中第三章深度調峰交易第十五條 第三點提到：儲能電站報價上限為500元MWh。儲能電站如按序被調用,中標價格為該交易時段該儲能電站報價。
文件第六章緊急短時調峰交易第七十三條緊急短時調峰交易的賣方包括以下市場主體：
(一)滿足技術標準、符合市場相關條件的10MW及以上的儲能電站;
(二)滿足市場相關條件、已接入精準切負荷系統、一次切負荷有功功率達10MW及以上的用戶；
第六章緊急短時調峰交易第七十七條賣方申報增減有功功率分檔設區(qū)問,各功率區(qū)間在不同的保證時間段內分別設置報價上限：
假設儲能電站參與調峰，儲能電站報價按最高0.5元/kWh且每天都有調度，每天調度兩小時，系統功率10MW，電池放電深度80%，則電池容量取25MWh（10MW×2/80%=25MWh）。
假設儲能系統成本為1.75元/Wh，其中電池集裝箱成本1.07元/Wh（電池成本0.8元/Wh）、pcs雙向變流器成本0.265元/Wh、其他設備0.184元/Wh、施工和其他費用0.231元/Wh。
項目靜態(tài)投資（1.75元/Wh×25MWh=）4375萬元。
6.2 銷售收入及利潤
假設儲能電站收入參與調峰的補貼，補貼按最高0.5元/kWh算。
項目每天中午12:00到2:00充電兩小時，晚上7:00到9：00放電兩小時，根據計算，儲能系統成本為1.75元/Wh，其中電池集裝箱成本1.07元/Wh（電池成本0.8元/Wh），電池容量（10MW×2/80%=25MWh）25MWh共需投資（電池容量×儲能系統成本=25MWh×1.75元/Wh=4375萬元）4375萬元，其中磷酸鐵鋰電池集裝箱成本（1.07元/Wh×25MWh=2675萬元）2675萬元。電池循環(huán)次數約5000次，以每天充放電各一次，每年有效運行天數為350天，共可運行5000/350≈14.28年。
（1）調峰補貼收入
該儲能電站每年參與調峰（10MW×2h/天×350天=）700萬kWh，運行14.28年共參與調峰9996萬kWh。參與調峰補貼0.5元/kWh，每年獲得補貼（700萬kWh×0.5元/kWh=）350萬元，運行14.28年共獲補貼（9996萬kWh×0.5元/kWh=4998萬元）4998萬元。
（2）調峰服務費
根據xx能監(jiān)辦印發(fā) 《xx省電力輔助服務市場交易模擬運行規(guī)則》（湘監(jiān)能市場[2020]39號）文件第二十四條 為有效、合理調控深度調峰服務總費用,設置調節(jié)系數K,取值范圍0-2,市場運行初期K值暫取1,K值可根據市場運行實際情況進行調整。
深度調峰服務費計算公式：
(三) 儲能電站深度調峰服務費=K∑(交易時段儲能電站深度調峰電量×中標價格)
其中,深度調峰電量為儲能電站按調度指令充電時實際發(fā)生的充電電量。
第二十七條 深度調峰成本分推計算公式:
某市場主體深度調峰成本分攤費=(交易時段內該市場主體上網電量×Ki)/Σ(交易時段內各市場主體上網電量×Ki)×交易時段內全網深度調峰服務費。
根據上述政策可知，儲能電站深度調峰服務費=K∑(交易時段儲能電站深度調峰電量×中標價格)，假定K值取1，即K=1。調峰服務費就是補貼。假定有十個電站參與調峰，調峰成本分攤費就是由這十個電站分攤，成本分攤費是給省調和結算中心得人工費用，費用不多，可以忽略不計。
（3）小結
儲能電站共需要投資（1.75元/kW×25MW=4375萬元）4375萬元，每年獲得補貼（700萬kWh×0.5元/kWh=）350萬元，儲能電站運行期間14.28年共收入350萬元×14.28=4998萬元。
項目回收期4375/350=12.5年。所以第13年可收回成本。
6.3、總結
發(fā)電側案例參與深度調峰和短時響應調峰，儲能電池壽命14.28年，不考慮稅收與企業(yè)所得稅，第13年可收回成本。補貼中標價格不一定達到最高0.5元/kWh，調峰不一定每天都有，補貼收益的不確定性也很大。若再加上稅收與企業(yè)所得稅，在電站運行14.28年期間收不回成本，是虧損狀態(tài)。
因此不建議投資該儲能項目。
7、總結
儲能有發(fā)電側、電網側和用戶側3種，收益來源也有3種，分別是峰谷價差，需量電費（僅針對于大工業(yè)用電）及調峰調度費，3種收益可以多種疊加。
一、根據湘監(jiān)能市場【2020】39號文件，這是非常有利于光伏等發(fā)電側儲能的，相當于深度調峰充電/緊急短時放電是增收收益（0.5元—0.6/kWh），在特殊條件下有可能疊加，該種調峰收益的不確定性也非常大，1是因為僅xx省調能夠計算服務費及成本分攤費；2是因為調峰跟電網當時的供求關系有關，3是因為每天都需要競價且是最低價才能中標，則中標價格與中標單位也是不確定的；但是可以確定的是若在光伏側或者風電側能夠儲能并且參與調峰，是額外可以增收的，假設參10MW/25MWh的儲能參與1天2小的短時放電調峰，文件中提到10MW到20MW之間補償最高為0.5元/kWh,假定調峰中標價格為0.5元/kWh，則一天可額外增收10MW×2小時×0.5元/kWh=10000元。
二、假定儲能在用戶側，則儲能容量需要10MW以上，且需要享受尖谷價差與緊急短時調峰（深度調峰充電價格太高，補貼不夠覆蓋充電成本）2種收益（僅峰谷價差收益，不足以有效回收成本）；假設不計入服務費及成本分攤費，每天充放電1次，每天都參與調峰，調峰中標價格為0.5元/kWh，使用壽命（5000/350≈14）14年，儲能（磷酸鐵鋰）成本為1.75元/wh，則不考慮稅收與企業(yè)所得稅，需要12.5年才能回成本，若考慮稅收與企業(yè)所得稅，在電站運行14年期間收不回成本。
三、需量電費收益，這種是針對于大工業(yè)用戶且是使用最大需量結算方式與電網結算的，這種小概率用戶有可能出現峰谷價差、需量電費及調峰調度費3種收益，理論上是具備投資回報率的，但需量電費收益不確定性與調峰調度費收益一樣，不確定性也非常大。
四、文件對電網側的儲能是有利的，充電費用低，調峰費用高。
國內儲能行業(yè)已處在風口上，若想實現爆發(fā)性增長，從短期來看，需要扶持政策的刺激；從中長期看，技術突破方是唯一路徑。國家一直在推動儲能發(fā)展，未來必定會出更多利好政策；雖然目前儲能收益不高，但未來可期。
