【新能源】储能电站盈利模式及投资回收模式 安科瑞 徐佳

  在我国新型电力系统中，新能源装机容量逐年提高，但是新能源比如光伏发电、风力发电是不稳定的能源，所以要维持电网稳定，促进新能源发电的消纳，储能将成为至关重要的一环，是分布式光伏、风电等新能源消纳以及电网安全的必要保障，也是削峰填谷、平滑负荷的有效手段。国家鼓励支持市场进行储能项目建设，全国多个省市出台了具体的储能补贴政策，明确规定了储能补贴标准和限额。国内分时电价的调整也增加了储能项目的峰谷套利空间，多个省份每天可实现两充两放，快速缩短了储能项目的投资回收期，这也让储能进入热门赛道。

  据统计，2023年1-4月电化学储能投运项目共73个，装机规模为2.523GW/5.037GWh。其中磷酸铁锂储能项目高达69个，装机规模为2.52GW/5.019GWh；液流电池储能项目共4个，装机规模为3.1MW/18.1MWh。其中华东、西北和华北区域储能规模分列前三，占总规模的78.5%，分别为814.94MW、623.6MW以及541.55MW。华东区域1-4月投运储能项目规模很大，达814.94MW/1514.2MWh，总数也很多，共26个。

  从应用场景分布上看，“大储”依旧占据至高地位，电源侧和电网侧项目储能规模合计占比达98%，其中电网侧储能项目共投运24个，装机规模为1542MW/2993MWh，包括7个集中式共享储能项目。电源侧储能项目共投运23个，装机规模为922MW/1964.5MWh，其中大部分为新能源侧储能项目，共19个，规模占电源侧的88%。用户侧储能项目，虽然规模体量上不及“大储”，但各地电价机制改革后，尖峰电价提高，峰谷差价拉大，用电成本提高，给自身带来了不小的挑战。用户侧配储可以谷时充电峰时放电，一方面能够缓解甚至解决尖峰购电压力；另一方面，富余的储能还可并网，作为用户侧参与电力市场，利用峰谷差价实现获利，储能的价值逐渐凸显。1-4月份用户侧项目投运个数多达20个，随着回报比率的提升，用户侧储能项目会慢慢的多。

  储能在不同环节存在多种盈利模式，储能盈利模式主要有以下几种：帮助发、输、配各环节电力运营商以及最终用户降本增效；延缓基础设施投资；通过峰谷价差套利、参与虚拟电厂需求响应等辅助服务市场、容量租赁、电力现货市场等方式。

  电力调峰：通过储能的方式实现用电负荷的削峰填谷，即发电厂在用电负荷低谷时段对电池充电，在用电负荷高峰时段将存储的电量释放。

  提供容量：通过储能提供发电容量以应对发电尖峰负荷，提升传统发电机组的运行效率。

  可再次生产的能源并网：在风、光电站配置储能，基于电站出力预测和储能充放电调度，对随机性、间歇性和波动性的可再次生产的能源发电出力进行平滑控制，满足并网要求。

  可再次生产的能源发电调峰：将可再生能源的弃风弃光电量存储后再移至其他时段进行并网，提高可再生能源利用率。

  调频：频率的变化会对发电及用电设备的安全运行及寿命产生一定的影响，因此频率调节至关重要。电化学储能调频速度快，可以灵活地在充放电状态之间转换，因而成为好的调频资源。

  虚拟电厂：通过虚拟电厂的需求响应为电网尖峰时段提供应急容量，针对突发情况时为保障电能质量和系统安全稳定运行而预留的有功功率储备。

  黑启动：出现重大系统故障或全系统范围停电时，在没有电网支持的情况下重启无自启动能力的发电机组，逐渐扩大系统恢复范围，实现总系统的恢复。

  盈利方式：提升发电效率以增加收入；减少弃风弃光，提升发电效率；峰谷价差套利。

  缓解电网阻塞：将储能系统安装在线路上游，当发生线路阻塞时可以将无法输送的电能储存到储能设备中，等到线路负荷小于线路容量时，储能系统再向线路放电。

  延缓输配电设备扩容升级：在负荷接近设备容量的输配电系统内，可通过储能系统通过较小的装机容量有效提升电网的输配电能力，从而延缓新建输配电设施，降低成本。

  容量管理：工业用户都能够利用储能系统在用电低谷时储能，在高峰负荷时放电，以此来降低整体负荷，达到降低容量电费的目的。

  容量租赁：储能电站租赁给新能源服务商，目前国内的储能容量租赁费用范围在250-350元/kW·年，具体定价由储能电站与新能源电站的项目收益相互协商，而后双方签订长期租赁协议。

  电力自发自用：安装光伏的家庭和工商业用户通过配置储能可以更好地利用光伏电力，提高自发自用水平，降低用电成本。

  峰谷价差套利：在实施峰谷电价的电力市场中，通过低电价时给储能系统充电，高电价时储能系统放电，实现峰谷电价差套利，降低用电成本。

  消纳绿电：当光伏、风力发电等可再次生产的能源有富余时可储存电能，促进绿电消纳。

  在GB 51048-2014《电化学储能电站设计规范》(以下简称规范)中电化学储能电站按电池类型分类可大致分为铅酸(铅炭)电池、锂离子电池、液流电池、钠硫电池和多类型电化学储能等，但是在2022年的《电化学储能电站设计标准（征求意见稿）》(以下简称标准)中已经删除钠硫电池储能，明确为铅酸（铅炭）电池、锂离子电池和液流电池。国家能源局综合司发布《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2022年版）（征求意见稿）》，提出中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池。所以中大型电化学储能电站电池类型一般可选择铅酸（铅炭）电池、磷酸铁锂电池和全钒液流电池。

  通过对比不难发现，储能电站的规模上限定义远超之前的标准，这也是由于近几年储能电站大规模发展的原因，放宽功率标准，简化了电化学储能电站的建设要求，便于促进储能的进一步发展。

  GB 51048《电化学储能电站设计规范》对并网电压等级要求没有非常明确，仅仅是建议大中型储能系统采用10kV或更高电压等级并网。在《电化学储能电站设计标准（征求意见稿）》对接入电压等级的要求是：小型储能电站宜采用0.4kV~20kV及以下电压等级；中型储能电站宜采用10kV~110kV电压等级；大型储能电站宜采用220kV及以上电压等级。

  GB/T 36547-2018《电化学储能系统接入电网技术规定》对不同容量的储能系统并网电压等级做了详细的要求，电化学储能系统接入电网的电压等级应按照储能系统额定功率、接入电网网架结构等条件确定，不同额定功率储能系统接入电网电压等级如下表所示：

  8kW及以下的储能系统通常用于户用的光储系统，配合屋顶光伏和光伏、储能一体式逆变器，实现户用并、离网模式运行。当不允许向电网输送电能时，通过防逆流装置能实现光伏发电富余时自动充电，至大程度消纳绿电，配电结构如图1所示。户用光储系统数据可上传云平台供移动端查看数据。

  8kW-1000kW储能系统一般500kW以下采用380V并网，500kW-1000kW根据接入电网网架结构可采用0.4kV多点并网，也能够使用6kV-20kV电压并网。当然采用6kV-20kV电压并网要增加升压变压器、中压开关柜等设备，会大幅度提升储能系统的成本，所以在情况允许的情况下能够使用0.4kV多点并网以减少成本。

  比如企业内部要安设大功率充电桩，但是企业变压器容量不满足规定的要求的情况下能安装光伏、储能系统用于扩展用电容量，在不更换变压器的情况下，可以在0.4kV母线增加储能系统并网。在光伏发电有富余或者负荷较低的谷电时段充电，负荷高峰时期放电，以小的成本扩展企业内部用电容量，这样的一种情况典型的场景是城市快速充电站或者需要变压器扩容的企业，如图2所示。通过多组250kW/500kWh分布式储能柜并入0.4kV母线，这样做才能够把企业内部配电容量一段时间内扩展1000kW，满足企业用电扩容需要。

  通过0.4kV多点并网的储能系统中，在10kV产权分界点要增加防孤岛保护设施和电能质量分析装置，如果不需要往电网送电还要安设逆功率保护设施，在低压侧0.4kV安装电能质量治理和无功补偿装置等，储能系统数据通过智能网关采集后可以上传至本地管理系统或者云平台，实现企业可靠、有序用电，降低用能成本。

  在这种模式下，安科瑞电气可以为1000kW以下储能监控系统提供以下设备，见表4。

  500kW-5000kW储能系统采用6kV-20kV并网，一般都会采用电气集装箱方式安装，分为电池舱、电气舱等，也可采用模块化的分布式储能柜并联汇流后升压并网，组装方便，安全系数高。

  现行分时电价政策由于不少地区在冬夏高峰时段每天会有2个尖峰时段，维持的时间2小时左右，为了能够更好的保证峰谷套利收益更大，工商业储能系统大多采用充放电倍率0.5C输出设计。

  按照GB/T 36547-2018《电化学储能系统接入电网技术规定》要求，储能系统交流侧汇流后通过变压器升压至10kV后并入企业内部配电网10kV母线，储能系统交流侧标称电压可根据储能系统功率确定，一般可选择线kV等。

  储能系统的微机保护配置要求：储能电站应配置防孤岛保护，非计划孤岛时应在2s动作，将储能电站与电网断开；通过10（6）kV~35kV（66kV）电压等级专线方式接入系统的储能电站宜配置光纤电流差动或方向保护作为主保护。

  关于储能系统计量点的设置：如果储能系统采用专线接入公用电网，计量点应设置在公共连接点；采用T接方式并入公共电网，计量点应设置在储能系统出线侧；如果储能系统接入企业内部电网，计量点应设置在并网点，见图3。

  储能单元应具备绝缘监测功能，当储能单元绝缘低时应能发出报警和/或跳闸信号通知储能变流器及计算机监控系统，如果BMS或者PCS具备绝缘监测功能的话不需要另外配置绝缘监测装置。

  通过10（6）kV接入公用电网的储能系统电能质量宜满足GB/T19862要求的电能质量监测装置，当储能系统的电能质量指标不满足规定的要求时，应安装电能质量治理设备。

  5000kW以上规模的储能系统根据功率大小可采用35kV、110kV或者220kV并网，一般都会采用2MWh~4MWh左右的储能单元作为一个基础单元，集成安装在一个40英尺集装箱。和储能单元配套的系统还包括三级电池管理系统(BMS)、消防联动控制系统、空调系统、视频监控系统、环境监控系统、能量管理系统(EMS)，每个电池舱还包括电池柜、控制柜(BMS)和汇流柜等。也可采用模块化的分布式储能柜并联汇流后升压并网，组装较为方便，安全系数较高，但是相对成本偏高。

  通过110kV及以上电压等级专线方式接入系统的储能电站应配置光纤电流差动保护作为主保护；通过10（6）kV~35kV（66kV）电压等级专线方式接入系统的储能电站宜配置光纤电流差动或方向保护作为主保护；大型储能电站（100MW以上）应配置专用故障录波装置。

  储能电站高压侧接线型式可采用单母线、单母线分段等简单接线形式。当电化学储能电站经双回路接入系统时，宜采用单母线分段接线，并宜符合下列要求：小型储能电站可采用线变组、单母线接线等；中型储能电站可采用单母线或单母线分段接线等；大型储能电站可采用单母线分段接线、双母线kV及以上电压等级的母线宜设置母线 中大型储能电站电气接线示意图

  Acrel-2000MG储能系统电能管理系统和AcrelEMS能源管理平台能够对企业微电网的源（市电、分布式光伏、微型风机）、网（企业内部配电网）、荷（固定负荷和可调负荷）、储能系统、新能源汽车充电负荷进行实时监测和优化控制，保护微电网储能系统运行安全，实现不同目标下源网荷储资源之间的灵活互动，增加多策略控制下系统的稳定运行。同时促进新能源消纳、合理削峰填谷，减少电网建设投资，提升微电网运行安全，降低运行成本。Acrel-2000MG储能系统电能管理系统适合部署在本地，作为实时监控、异常告警和策略管理；AcrelEMS能源管理平台适用于企业源网荷储充运维的一体化管理平台，并提供移动端数据服务和异常告警。

  展示储能的容量信息、收益、充放电量及电压、电流、及充放电功率的变化曲线 储能系统数据展示

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