江苏客户侧储能发展分析：商业模式、管理现状、并网服务、总结展望

6月19—20日，由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会联合江苏省电机工程学会、全国微电网与分布式电源并网标准化技术委员会、中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司等单位联合召开的“第三届全国电网侧暨用户侧储能技术应用高层研讨会”在苏州市太湖假日酒店举行。来自电网公司、设计院、系统集成商、电池生产企业、投融资机构等单位的280余位嘉宾出席了本次研讨会。

会议期间，国网江苏省电力公司营销部智能用电处副处长许庆强分享了主题报《客户侧储能分析研究和江苏并网服务》，以下是演讲全文：

许庆强：各位领导、各位同行，早上好。很荣幸今天我排在第一个为大家作报告。首先讲一下我的题目调整为《客户侧储能分析研究和江苏并网服务》，因为国网还没有一个统一的并网服务相关的文件，江苏在2017年9月份出台了《国网江苏省电力公司客户侧储能系统并网管理规定》。

今天我的报告分五块内容，第一、储能发展现状及趋势，主要从国际、国内和江苏储能2018年及以前的发展历程和趋势。

第二、商业模式分析。

第三，作为电网企业对客户侧储能业务管理的现状。

第四，重点讲述江苏的并网服务。

第五，总结和展望。

第一部分、储能发展现状和趋势。国际上储能规模没有把电源侧、电网侧和客户侧分开，我们这里统计的也是储能全口径数据，包括电源侧、电网侧和客户侧储能，截至2018年年底全球投运储能装机规模6471.1兆瓦，增长率达到121%，锂离子规模最大占86%，国外的客户侧储能一共有2070kMW，占到整个储能规模的32%。但是国外和国内的不一样，国内的客户侧储能主要以工业和大客户为主，但是国外主要是以居民为主。

右下角的图是截止到当年年份，储能的建设规模，比如截止到2017年底整个储能发展的规模是2926兆瓦时。2008年增长比例非常快，快的原因是美国的电力市场制订了一个储能参与调频市场的方案，导致美国上了很大规模的储能，当年全球储能增幅达到231%个。

另外从这个图上能看出来，右下角的2018年当年的数据，是截止到2017年的数据的1.2倍，也就是说2018年发展的储能是前面截止到2017年年底的1.2倍，说明全球的储能发展还是比较快的。

国内的数据截止到去年底，全国是1011.5兆瓦，2018年的增长率159%，锂离子电池装机规模最大。这里面有个特殊情况，同行们都知道，去年江苏和河南电网侧储能有了突破，所以电网侧储能占比从2017年的3%增长到2018年的21.4%，挤占了客户侧储能的份额，但总体而言占比高的还是客户侧储能，2018年客户侧储能占比46.5%。

2011年国内储能年增长率很高，主要是当时国家有风光储输示范工程，以及深圳宝清的储能电站，两者加起来就有24兆瓦。从这个图右侧能看出，2018年储能增长量明显比往年高。

截止到5月底，江苏已经建成客户侧储能电站70多座，总功率108兆瓦，总容量753兆瓦时，主要分布在镇江和无锡。从使用领域来看，70座中间，有58座用于消峰填谷，占装机容量的97.9%，这也是目前客户侧储能的主要收益；有24座是铅炭电池，占总装机规模的82.2%，磷酸铁锂储能电站34座，总装机规模只占12.7%；另外6座用于新能源消纳，占1.8%。

省内的客户侧储能主要供应商为南都电源、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铅酸电池。

第三部分是商业模式分析。客户侧储能的利益相关方主要有六个，一个是项目业主，第二是储能电池和设备厂商，第三个是用户，提供储能电站建设场地，同时他也是客户侧储能收益点的载体，只有用户才能享受到峰谷电价差。第四是综合能源服务商，另外还有电网企业和售电公司。项目业主主要是项目融资或者投资方以及储能电站的管理方，项目业主可以是储能电池和设备厂家，也可以是用电用户，也可以是综合能源服务商，这和投资模式有关系。目前根据江苏的情况，有三种投资方式，第一种是用户自己建设和运营储能电站，第二种是有投资方，比如说用户提供场地，储能电池厂家来投费用，采用合同能源管理方式，由双方一起运营和管理储能电站。第三种是又增加了一方，一般是综合能源服务商，三方进行合同能源管理建设和运营储能电站。

储能电站主要有四种应用模式，第一种是电力用户在自己范围内建设运营储能电站，不管自己投资还有投资方出钱，反正对于这个企业来讲它就是一个单独的储能电站，在企业里面来运行；第二是光充储一体的模式，或者风光储一体模式，比如连云港的开山岛近期建成了风光储一体化运营项目，也是一个微电网。

客户侧储能主要获益点是峰谷电价差，部分还享受到政府补贴。关于政府补贴这一块，苏州协鑫储能电站曾享受到省政府补贴，另外苏州工业园区今年上半年出台补贴政策，三年之内储能电站每放一度电补贴三毛钱。

从长远来讲，我们客户侧储能可以参与批发市场，主要通过电能量市场价差或参与辅助服务获得额外收益。这些峰谷电价和参与电力批发市场这两个收益是可以共存的，从目前来讲主要是这些目录电价的收益。同时现在有参与电力批发市场的现货市场试点，以及从中长远期考虑它有一些辅助服务的明显收益。

执行目录电价的收益，对于客户侧储能来讲，影响他的收益主要有五块内容，第一是客户侧储能电站最主要的收益，就是峰谷价差，为什么江苏客户侧储能电站发展的规模比较大，在全国也是处于非常明显的领先地位，其主要原因是江苏的电价差比较大，达到0.75元/千瓦时。

第二是储能投资建设成本降低，储能的成本下降，投资回收年限缩短。

第三是储能技术提高带来储能电站的循环寿命延长，循环寿命越长可大大降低储能建设运行的度电成本。

第四，对于合同能源管理模式，用电用户和投资方的利益分成，如果用户分成比例高，投资方的收益就会下降，投资回收年限也会加长。

第五，对于普通工业和大工业用户来讲，他上储能电站的同时会对用户变压器的容量或者需量产生影响。这是一个双刃剑，如果用户的负荷晚上和白天相差不大，晚上对储能电站充电会增加用户变压器的用电负荷，会带来额外的基本电费成本开支，相当于上了客户侧储能增加了用户的基本电费。如果说用户白天负荷高，晚上负荷低的话，能降低白天的用电负荷和用户的基本电费，这种用户上客户侧储能项目还能降低基本电费而产生额外收益。所以基本电费的情况会影响到客户侧储能的投资回报，特别是去年镇江的客户侧储能就比较明显，因为需量电费的原因也产生了一些波折。

针对目前的峰谷电价差，只有江苏、湖北等少部分省份上客户侧储能项目能实现盈亏平衡。但是我们也对储能的成本下降趋势以及现有回报的计算， 2020年储能电站会有盈利。因为从江苏电网侧储能的招标情况来讲，2018、2019年电池的价格有明显下降，预测2025年在部分省份收益能够达到40%。

另外储能参与需求响应能得到比较大的单次活动回报。江苏基本上每年都会有电力需求响应活动，2018年年初还做过冬天的填谷的需求响应。通过计算，在响应时间里客户侧储能的回报是常规的峰谷电价差回报的39到139倍。但国内只有江苏、山东、上海等地开展需求响应，并且一年也就一到两次，使用的频率比较低，还无法形成常态化的收益机制。

2019年3月份李克强总理提出了一般工商业平均电价再降低10%的要求，这个对客户侧储能的投资收益会带来明显影响。国内降价有两种模式，不同的降价模式对客户侧储能的收益影响是不一样的。

国内主要有两种，一个是北京的模式，电价的峰平谷都统一下降同一额度。降价前后的电价情况，倒数第二行的最后三列数字都是0.0193，也就是说降价以后峰平谷都降了不到一分钱，这样的话我们储能投运以后的峰谷价差和峰平价差都是一样的，不影响储能的收益。

但是如果是河北这模式，峰平谷都基本上下降同一个比例，左边三列可以看出封平谷分别下降3.4%、3.3%和3.2%，虽然说下降比例基本相同，但是降价幅度是不一样的，高峰电价降的幅度大，平段降的适当少一点，谷段降的更少，这样峰平价差和峰谷价差是下降的，就会明确影响到客户侧储能的投资收益。

前面讲的是执行目前电价上的收益，后面讲一下市场机制下的收益分析。目前国内还是试点，还没有大范围推广，所以这个可以说是未来几年或者说未来发展的一个趋势。我国目前只有部分省份开展了试点，甘肃、陕西已经开展了电力现货市场，2018年中长期交易电量达到27%。按照《全国统一电力市场深化设计方案》，2025年以后我国将全面实施电力市场，到那个时候我们就存在省和省之间以及省内的两级电力现货市场模式，大部分普通工业和大工业用户自己的储能电站可以直接或者间接的参与电力市场。

前年10月份，国家五部委出台《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》，明确提出储能可以参与市场化，以市场化的方式参与电量交易，且可以作为独立主体参与电力调频和调峰等辅助服务。

市场机制下的收益，包括现货市场、零售市场和辅助服务市场。现货市场相当于我们在市场上买卖商品一样，通过报价报量模式参与市场交易，这一块一般现货市场要中大型的储能用户才有参与的动力和价值。另外，储能电站的优势在于快速充放，其特性和现货市场比较匹配，所以我们大中型的客户侧储能参与现货市场完全具备技术特性要求；零售市场是从零售商买电然后卖给相关的客户，从初期阶段来讲和目前的谷买峰售一样，但是它的模式发生了调整。辅助服务市场的收益会比较明显，主要包括有偿调峰、二次调频、有偿调压、容量备用等等。但是客户侧储能电站参与调峰、调频等辅助服务市场有市场准入机制，基本要求装机容量达到10兆瓦以上、持续充电时间8小时以上，才具备开展调峰和调频辅助市场的条件。

市场机制下有中长期的双边交易，这个双边交易在储能主体有三种模式，第一种是储能电站与充电电源执行双边交易，通过现货市场进行放电和售电。第二种是从现货市场买低谷电，也类似于现在晚上充电，通过负荷或者售电公司签订双边合同进行放电。第三个模式，储能用户和电源侧、负荷侧同时签双边协议，这样可以降低交易风险。

即使市场机制下照样可参与需求响应，另外，小规模客户侧储能可以通过综合能源服务公司、售电公司等能源集成商打包为“虚拟电厂”，参与现货、零售市场，并提供辅助服务，这是未来储能电站参与电力市场的主要模式。右边这个图是源网荷储系统架构，图的最右侧的调控资源包括作为分布式形式的客户侧储能电站。

报告的第三部分是业务管理现状。首先我们讲到客户侧储能对电网发展有利的方面，第一，延缓配电网升级改造。这块和我们目前常规的客户侧储能加载工商业用户的情况不一样，比如，随着空调负荷的急剧增加，某老旧居民小区用电负荷非常紧张，但附件变电站没有多余容量或者没有进线通道，如果增加小区供电容量需要对配电网进行大规模改造和投资，这种情况在小区里建设储能电站，可以缓解当地用电紧张的情况，大大延缓配电网升级改造的紧迫性。

第二个是提升新能源消纳。特别是北方和西北地区的小规模风电场，风能发了以后晚上电送不出去，储能电站能消纳新能源。

第三个是提高电网灵活性和安全运行水平。

第四是提升规模化电能替代负荷的接入能力。规模化电能替代负荷指的是大规模应用的电动汽车和煤改电等项目。大家知道，电动汽车用户什么时候充电有随机性，大规模电动汽车充电会加大电网负荷的峰谷差，随机性也会加大。但是储能电站本身的运行模式是晚上用电低谷的时候充电，高峰的时候放电，就可以降低因为电动汽车、煤改电拉大的峰谷差。

从对电网不利的因素来讲，客户侧储能对电网运行和检修会带来负面影响。第一，是我们大规模的客户侧储能本身有一个地域上的分散性和充放电的双向性和随机性，对电网调度来讲不易控制，会加大电网调峰难度，也会对配电网的可靠性带来一定的冲击。另外客户侧储能也会用公共网络进行通讯和控制，存在被黑客攻击的风险，这个风险不光影响用户本身，还会对配电网带来负面效果。第二，储能电站最近两年也经常发生热失控造成火灾的情况，不光把电站烧掉，也会影响用户自己的配电系统，以及附近电网的配电系统。还有，常规的配电检修时，只将电源侧断电就可以检修，如果馈线上有储能电站，电源侧开关断开以后，位于馈线侧的储能电站会继续供电，会造成检修人员触电事故，这种情况就需要客户侧储能到供电公司备案，检修人员对检修方式可进行调整。

如果不考虑损耗，客户侧储能谷充峰放，对电网企业而言，高峰放电量乘以电价，减去低谷充电量乘以电价，就是电网公司的营收损失。现货市场如果进入成熟阶段，对电网企业没有影响。

前面讲到我们江苏截至上月底建成客户侧储能电站70座，在建的有22座，合计92座储能电站，到供电公司备案的为40座，占43%。实际上备案分两种，一种是到供电公司备案，第二种是到发改委或者工信厅备案，这两个备案途径没有矛盾，均需完成。大家要想了，客户侧储能建在自己的厂区需，为什么要去备案。不管电力检修还是巡视，到电力部门备案后可以有针对性的对建有储能电站的电力客户进行安全和抢修方面的日常工作。对于采用合同能源管理方式建设的客户侧储能电站，电站运行后投资方需要和用户去利益分成，分成的依据是储能并网点的表计电量，如果到供电公司备案，可以使用供电公司的表计，纳入供电公司统一管理，在计量精度方面具有法律效应，可以得到投资方和用户的共同信任。另外备案以后便于储能电站参与电力需求响应。到政府相关部门备案的储能电站，才有获得政府补贴的机会。

下面的图就是江苏13个地市备案和未备案的统计数据。

2017年9月份江苏出了储能系统并网管理规定，明确了供电公司在方案编制、设计审查、装表接电、验收投运等环节需做好服务工作，投运以后供电部门的用电检查员需对储能电站所在的用户定期进行安全检查方面的指导。

客户侧储能在并网服务之前需要知道下面信息，第一是客户侧储能电站由客户投资建设，电站的设计、施工、设备供给完全由客户自主选择，供电公司不会参与。第二，在整个并网申请的受理、设计审查、装表接电的全过程服务，供电公司不收取任何费用，并且，因为客户侧储能投资引起公共电网的改造，由供电公司投资和建设运行。

客户侧储能主要和供电公司五个部门有关系，营销是最主要的，整个并网的流程由营销部牵头。发展部门是配合做一些电网规划和公共电网改造的投资，同时参与接入方案制订、方案审查、设计审查和并网验收。设备部除了审查和验收，还要参与安全运行管理。调度部门主要参与方案的审查和并网验收。财务部安排相关的电网改造费用。

常规的电力用户会和供电公司签订供用电合同，客户侧储能在通过验收、在并网前需签订《供用电合同补充协议》。

第五部分，总结和展望。前面讲过近两年我们行内都知道有出过不少热失控的情况，也有部分储能电站发生火灾事故。国网江苏省电力有限公司在今年年初出台了预制舱式磷酸铁锂电池储能电站消防技术措施，推荐电网侧储能电站使用细水雾灭火系统，因为细水雾灭火系统可以在热失控初期进行有效控制。大家做方案的时候可以作参考，考虑客户侧储能电站使用细水雾灭火系统的可行性和经济性。

随着光伏630政策调整以后，有不少光伏电站会配套投入储能电站，所以光储一体化的情况越来越明显。如果光伏规模较小，储能规模较大，容易产生储能电站向电网放电，目前只有光伏上网政策，需要政府出台客户侧储能向电网放电的政策价格和机制。国内从2012、2013年开始大规模推广应用纯电动汽车，到现在有不少到达使用寿命的动力电池，我们用淘汰的动力电池建设储能电站，经济性将明显优于新电池储能电站，投资年限也会从原来8到10年降低为5到6年。总体而言，利用退役动力电池建设梯次储能电站具备技术使用条件，但是运行策略和充放电策略必须做好，确保梯次电站的安全性。

最后一点，客户侧储能电站投资回报周期目前还是比较长的，还需充分利用补贴优惠政策，比如苏州工业园区三年时间内每放一度电可以补贴三毛钱，这是一个很大的额外收益。我们需要在常规投资回报情况下，除了补贴还要参与售电业务和电力需求响应，退役以后还可以再次利用，充分发挥电池的剩余价值，各个渠道要充分利用，提高客户侧储能电站的经济性，缩短回报周期。

我的报告就讲到这些，谢谢大家！