用户侧储能 路在何方？

编者按：2017年10月，我国大规模储能技术及应用发展的首个指导性政策《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》正式发布，为我国储能产业中长期发展确立了方向。之后，各地储能相关政策也纷纷出台。一年多来，北京、江苏、浙江、山东等多个省市的多个用户侧储能项目先后落地。那么，各地发展用户侧储能有何特色？未来还有哪些问题待解？本期我们采访了北京、苏州、镇江三地用户侧储能项目，试图解答部分疑问。

北京：用户侧储能“热”背后的“冷”思考

实习记者 张金梦

今年3月，国内用户侧最大规模的储能电站在北京大红门正式投运，项目一期日售电能力超过4万度，相当于在城市中心建设完成全新的小型能效电厂，创造了国内首个“直流光储充”一体化用户侧储能新模式，这种新模式的诞生让用户侧储能的发展“跨出一大步”，但也有业内人士认为，用户侧储能的未来发展会放缓。

日售电4万度 5年可回本

在北京市朝阳区大红门集美家居广场内，12套大功率直流双枪充电桩整齐排列，充电桩东侧两个大“集装箱”格外引人注目，走近一看，原来是一座用户侧储能电站。

“与普通的直流充电桩不同的是，这12套双枪充电桩的电力是从‘隔壁’储能电站‘买’来的。”北京福威斯油气技术有限公司董事长刘博说，作为大红门集美家居广场“直流光储充”一体化项目的投资和建设者，刘博补充道，“买来的电全部为可控使用的直流电，通过光伏发电、储能电站消纳、再售电至充电桩三个过程而来：白天光伏高峰自用，光储发电可控使用，夜间参与消纳远方进京风电，直流系统中80%用电都来自新能源电力，为新能源电动汽车提供大功率充电。”这一

“闭环系统”将充电桩、储能电站和光伏发电有效结合，构成了“直流光储充”一体化电站，为用户提供24小时充电和售电服务。

“直流光储充”一体化电站的“客户”可不止充电桩一家，储存的电量会在用电高峰时段售给商场、办公楼等不同场景的用户，“将电售至高峰时段用电的充电桩是最贵的，车辆充电服务费加电费最高可达每度电2.2元至2.3元，可以实现储能投资利益最大化，其次是用电高峰期的商场，售电价为1.3元。如果售出每度电的价格平均在1.5元，日售电量达到4万度，项目7000万的投资成本只需5年就可回本。目前，项目已达日售电1.5万度，形成了相对成熟的盈利模式。”刘博说，储能电站售电盈利的同时，还可以利用光伏发电满足高峰自用，利用直流光储充充电桩实现10分钟快速充电，这种“光储充三合一”的新模式，为项目带来了更大的增值效益。

“‘直流光储充’一体化电站的建设和运营不仅带来了可观的经济效益，还为用户侧储能的应用起到了良好的示范作用。”在刘博看来，用户侧储能、光伏消纳和大功率充电站的无缝结合，实现了用户侧储能的最大增值。

优势明显 安全与并网问题待解

截至2018年底，北京市共有40个已经投运的储能项目，总装机达到31.7兆瓦，118.4兆瓦时，在这40个项目中，99%都是用户侧储能项目。

发展用户侧储能，北京有何种吸引力？

“首先北京的用电性质多为一般工商业用电，峰谷价差在全国最大，可达到1.1元/千瓦时，业内普遍认为0.7元/千瓦时的峰谷价差是开展用户侧储能的一个门槛；其次北京电力负荷压力大，用户侧储能可以发挥削峰填谷的作用，有效缓解高负荷现状。所以，北京发展用户侧储能有得天独厚的优势。”中关村储能产业技术联盟研究经理王思分析说，但是，安全保障和并网问题一直没有得到有效解决，让用户侧储能项目的落地成了难题，发展脚步也渐缓。

对此，刘博也深有感触：“大红门项目早在2018年3月就计划投用，但有些合作方认为项目建设无前例、安全技术风险大，纷纷打了退堂鼓。”

王思直言，安全技术问题是发展用户侧储能应考虑的第一要素。首先在技术安全方面，用于储能的电池品种、技术水平、生产质量参差不齐，存在不安全性；其次，由于储能电站组成成分的特殊性，当发生火灾时，缺乏快速高效阻断火势的完善策略；第三，用户侧储能电站的防燃防爆监控系统仍不完善。而在并网方面，国网江苏省电力有限公司发布了《用户侧储能并网管理规定（试行）》，规定中规范了用户侧储能系统并网管理，而北京市目前还没有出台相关政策，用户侧储能只能在用户所属配网产权内低压侧实现储能并网，这在很大程度上减少了投资者的热情。

解决“身份”问题 未来发展潜力更大

北京市在发展用户侧储能中遇到的困惑，在国内其他城市也同样存在。

“因为政府没有给用户侧储能一个合理的‘身份’，所以现在都是自下而上的摸索前行。”王思说，目前，国家相关部门还没有出台针对用户侧储能电站建设统一认定的相关规范。北京市在建设的相关标准和政策方面正在逐渐完善，希望未来能够以高标准高水平来指导用户侧储能在北京的落地。

尽管用户侧储能的发展已找到“突破口”，但未来发展还需多方努力。“首先是监管部门的严格把控，不断完善安全管控、预警和切除功能，明确安全责任主体，保障用户侧储能安全运行；其次是电力公司的推动，出台相关用户侧储能并网管理规定，推进市场化进程；最后需要政府的支持，明确用户侧储能的‘合法身份’，全面强化储能标准化工作，建立完善用户侧储能系统消防处置制度。”王思分析道。

目前，北京市用户侧储能应用已涉及独立储能电站的削峰填谷、光储充一体化项目、分布式能源、微型电网和应急电源备用等多个场景。谈及用户侧储能未来的发展前景，王思和刘博表现出了同样的信心，随着未来电力负荷增大、用电需求量增多、可再生能源装机的增加等因素，用户侧储能一定会占据越来越重要的地位。

苏州：补贴政策为用户侧储能发展铺路

实习记者  张胜杰

苏州是我国工业大市，用电量位居全国前列，其需求侧响应推动了用户侧储能的发展。今年3月，苏州市工业园区管委会专门出台了用户侧储能补贴政策。在政策的支持下，用户侧储能发展将再获哪些利好？

连续3年度电补贴0.3元

作为国家首批能源互联网示范园区之一，多年来，苏州工业园区在自身能效提升、多能协同和新能源应用方面不断创新和投入。今年3月，苏州工业园区管委会发布了《苏州工业园区绿色发展专项引导资金管理办法》，文件明确规定，针对在园区备案实施、且已并网投运的分布式燃机项目、储能项目，自项目投运后按发电量（放电量）补贴3年，每千瓦时补贴业主单位0.3元。

苏州工业园区经济发展委员会转型促进处处长张敏高告诉记者：“园区在当地供电公司的共同参与下，已建成国内首个区域级的能源互联网综合服务平台，纳入补贴的储能项目会被要求实施必要的能源信息化方面的数据采集，并要求接入园区的能源互联网综合服务平台。投资主体通过信息化手段提升自身项目效益、安全等管理水平的同时，也将帮助园区在区域层面做好不同层面的能源微网统筹协调和补贴发放方面的精准监管。”

业内人士分析认为，由于峰谷价差0.7元被视作行业部署用户侧储能项目的门槛，此次补贴变相降低储能度电成本0.3元后，也意味着峰谷价差超过0.4元即具备部署用户侧储能项目条件，而这在我国绝大多数出台峰谷电价机制的省份都能得到满足。

记者梳理发现，这不是地方政府的首个补贴政策。去年合肥市政府就释放对光储应用的补贴利好，给予光储系统每度电1元的补贴，同一项目年度最高补贴100万元。苏州在储能补贴上，不同于合肥的“充电量”，而以“放电量”作为计量标准。有业内人士认为，这让具有更高充放电效率的电池产品，将赢得市场的竞争，从而进一步推动行业的进步。

企业投资有望下降10%

“针对苏州工业园区用电负荷波动较大的现状，发展储能是负荷平衡非常重要的解决手段。”张敏高分析称。

统计显示，苏州工业园区2016年售电量117.41亿千瓦时，最高负荷233万千瓦；2017年售电量123.45亿千瓦时，最高负荷250万千瓦；2018年售电量128.36亿千瓦时，最高负荷255万千瓦。国网苏州市工业园区供电公司总经理徐丹分析道，一般来说，全年最低负荷出现在春秋季，例如，春季4月份最高负荷只有夏季8月份最高负荷的60%-65%左右，存在较大的峰谷差。除了季节波动，日负荷也存在较大峰谷差，在春秋季一般为20-30%，夏季可以超过50%。

徐丹补充说：“从电网建设运营的角度看，按照夏季最高网供能力建设电网是不经济的行为。电网建设需要占用公共土地和管廊资源，苏州工业园区经过25年的发展，电网建设和公共资源已经接近饱和（苏州工业园区网供负荷密度超过0.90万千瓦/平方千米，是江苏省平均值的10倍），供电公司与园区政府希望通过一批用户侧储能项目的建设，在不增加公共资源消耗的前提下满足企业的用能需求。同时可以利用储能削峰填谷，提升现有电网资源利用效率，从而形成多赢局面。”

张敏高告诉记者，苏州工业园区在出台补贴政策前，曾邀请第三方专业机构对补贴效益做了分析，希望补贴政策能够帮助到投资主体降低10%的投资。“按照目前苏州大工业用电价差大约0.7元/千瓦时来测算，储能投资回收期在5-8年。当然，储能项目的投资测算较为复杂，涉及不同的电池类型、充放电策略，并且项目投资成本一直处于变动过程中。目前的投资成本应该较我们当时测算时候又有一定幅度的降低，因此项目的回报情况将变得更为理想。”

提高用电安全促进新能源利用

谈到在用户侧储能出台补贴政策后的影响，徐丹表示，这项政策首先明确了储能是未来一段时间园区能源互联网建设的重要组成部分。同时，补贴政策的实施，降低了储能项目的投资。“值得注意的是，本次补贴是运营补贴，而非建设补贴，实际补贴的金额由园区管委会与供电公司合作开发的能源互联网服务平台进行全过程的跟踪监督，对政府、用能企业和储能投资商都建立了公开透明的数据信息交互渠道，可以有效降低决策风险，快速推动一批储能项目落地实施。”

作为苏州工业园区享受补贴的企业之一，中新协鑫能源科技有限公司总理余文杰说：“储能运营补贴缩短了园区储能投资商的回收周期，提高了企业参与储能投资建设的积极性，有利于降低园区负荷的峰谷差。”同时，储能领域的其它企业也纷纷表示，储能补贴政策的出台，将有助于储能项目的落地和长期发展。

在张敏高看来，发展储能对降低电网投资，避免大量建设电力设施，提高投资效益都有很大帮助。同时储能项目在降低用电成本，提高用电可靠性方面也对具体参与单位提供帮助，未来将逐步得到市场认可。

今后，通过园区能源互联网公共服务平台，苏州工业园区可以对所有纳入补贴的储能项目进行精准管理，相对于传统的投资补贴，这种通过平台进行管理的运营补贴将很大程度帮助园区更好的使用引导资金。另外，通过鼓励推广和实施包括储能项目在内的能源互联网示范项目，将帮助园区不断提高能效，促进清洁能源使用，对能源领域的绿色发展会有很大帮助。

镇江：超大容量“充电宝”保供电

实习记者 张胜杰

又是一年酷暑季，夏季用电高峰也将来临。早在一年前，为缓解江苏镇江东部地区夏季高峰期间供电压力，全国最大规模用户侧分布式储能项目在镇江落地。2018年镇江共计建成用户侧储能项目20个，涉及用户20家，并网投运46.5MW/365.86MWh，累计减少电费开支达4500万元以上。

记者了解到，镇江用户侧储能项目由国网江苏省电力有限公司主导，国网镇江供电公司牵头，国网江苏省电力有限公司下属综合能源服务公司联合社会资本共同投资建设。用户无需投资仅需提供建设场地，而且在满足了迎峰度夏高峰期间用电需求的同时，还按合同约定享受部分峰谷价差让利，实现电网、用户、社会资本多方共赢。

“这个项目可以比喻成一个大型充电宝，晚上谷电时充电，白天峰电时放电，在分时电价下，通过谷充峰放，储能系统将有效节省客户电费支出。”国网江苏电力公司相关负责人介绍说，用户侧储能一般为“一充两放”或“两充两放”，以实现“移峰填谷”，“谷电峰用”的目标。在缓解电网高峰负荷压力的情况下，让用户获得实实在在的电费差价收益。以江苏电网销售电价为例，220kV大工业用户谷段电价为0.2989元/千瓦时，峰段电价为0.9947元/千瓦时，不考虑平段因素，电费差价为0.6958元/千瓦时。中冶东方江苏重工有限公司在没有储能装置时平均电价为0.6875元/千瓦时（按6个月测算），储能装置投运后平均电价0.6651元/千瓦时（按6个月测算），半年累计减少电费开支达987.51万元，降本效益显著。

在建成的项目中，作为参与方之一浙江南都电源动力股份有限公司负责了电站的出资建设、设计、安装调试、运维及技术支持等工作。南都电源下属浙江南都能源互联网运营有限公司总经理王大为告诉记者，例如，在江苏飞达集团中冶重工用户侧项目中，储能电站采取设备租赁模式，开创了储能电站商业化运营的新模式。“客户通过享受全套技术解决方案、电站建设及运营服务，降低能源消耗，投资方则可以从客户进行节能改造后获得的节能效益中收回投资和取得利润。”

该电站的实施应用，通过传统能源与新能源多能互补和协同供应，为用户提供高效智慧的能源供应和相关增值服务，直接减少企业电费支出。同时，分布式储能设备在大网断电时可以充当应急电源，确保企业生产不断电，既能临时缓解负荷高峰电力供需缺口，又能促进电力资源优化配置。

国网镇江供电公司相关负责人表示，未来将从提升用户侧储能服务水平入手，一是将对全市用户侧储能资源进行整合，具备信息资料查询、统计分析、远程诊断等多样功能，实施平台—站点个性化交互式服务，服务效能全面提升；二是探索拓展“储能+”模式。在用户侧储能项目峰谷价差套利、降低需量电费的商业运行模式基础上，将储能和应急电源、充电站、微电网有机融合，构建“储能+”应用模式，实现“储能+”增值服务收益；三是升级“源网荷储”系统，进一步发挥潜力。“我们正在将用户侧储能电站项目接入江苏省近年来建设的‘大规模源网荷友好互动系统’，成为友好互动平台的应急备用调度的一部分，当因电网停电、线路跳闸、用户变设备故障等原因造成供电中断时，为企业提供供电保障，保障生产及设备安全。”