电网侧储能继续发挥主力军作用

电网侧储能前景持续看好

2018年被业界认为是我国电网侧储能发展的元年，电网侧储能装机规模增长迅速，成为我电化学储能发展的主力军。进入2019年，电网侧储能市场将如何发展？

深圳市科陆电子科技股份有限公司副总工程师刘佳璐认为，今年《政府工作报告》提出一般工商业电价再降10%，这对电网企业盈利或将产生一定影响。下一阶段，电网企业可能对输配电网基础设施的投资会有所压缩，转而更加关注提高电网设备的利用率，例如借助储能提高设备利用率。

国网江苏省电力公司经济技术研究院规划评审中心刘国静介绍，出于保障安全、促进新能源消纳和提高系统综合能效几个方面考量，江苏近年来频繁上马电网侧储能项目，这一趋势还将持续。据悉，目前江苏电网侧储能规划布局主要分布在特高压直流近区、新能源高渗透率地区和负荷中心区。

此外，在电网企业未来变电站中，储能站的功能已经被纳入设计范围内。刘佳璐在研讨会上介绍：“变电站作为连接骨干电网与中压配电网的重要枢纽，多站融合是其未来主要发展方向。此前，国家电网公司已经提出了要建设综合性变电站，主要包含了六个站点功能合一，分别是传统站、储能站、数据中心站、电动汽车充换电站、通讯卫星站、分布式能源站。”

“储能能够显著实现负荷削峰填谷，尤其是在夏季负荷高峰时期，对电网调度和稳定运行有极大帮助，因此从供电公司的角度来说，我们是鼓励和支持储能发展的。”一位不愿具名的供电公司人员告诉中国电力报记者。

对于电网企业建设储能电站积极性，刘佳璐认为，当前，电网企业建设储能电站主要目的是为了解决两大问题，一是解决电网企业负荷缺口，二是解决新能源并网和消纳问题。其中，解决现有电力负荷在不同时段，包括季节性时段还有时间性时段的缺口是当前电网侧储能发挥的最主要的功能。

用户侧储能发展关键在降成本

一直以来，用户侧储能都是我国储能市场最活跃的领域，企业进入门槛低、市场开放程度高、盈利模式相对清晰。

国网江苏省电力公司营销部智能用电处副处长许庆强在研讨会上介绍，当前用户侧储能的收益主要受五方面影响，分别是峰谷电价差、储能投资成本、储能技术、合同能源管理模式、变压器容量和需量。

许庆强认为，今年《政府工作报告》中提出的一般工商业电价再降10%，对用户侧储能的投资收益会带来明显的影响。

目前，国内降价有两种模式，不同的降价模式对用户侧储能的收益影响也不同。一种是北京的模式，电价峰平谷都统一下降同一额度，峰平价差和峰谷价差变化不大，因而这一模式对用户侧储能收益影响不大。另一种是河北的模式，峰平谷都基本下降同一比例，峰平价差和峰谷价差明显缩小，对用户侧储能收益将有一定影响。

“从长远来讲，用户侧储能除了可以通过峰谷电价差套利，还可以参与批发市场，通过电能量市场价差或参与辅助服务获得额外收益，这两种收益是可以并存的。”许庆强表示。

对于用户侧储能发展前景，惠州亿纬锂能股份有限公司储能事业部总经理陈翔在研讨会上表示，从目前国内的用户侧储能来看，储能系统的价值主要体现为削峰填谷，国外许多收益模型在国内还缺少落地土壤。所以站在这个角度来讲，用户侧储能下一阶段的推广速度最主要还是看度电次成本如何降低。一方面是整个系统的造价进一步降低，另一方面整个系统的循环次数进行提升。按照目前的电池技术发展来看，有可能这个时间点会提前，或许明年用户侧储能的度电次成本将降到0.2元左右，那时用户侧储能市场将爆发。

此外，陈翔表示，用户侧储能的收益稳定性和可持续性比收益率高低更重要。目前，许多储能企业去谈项目的时候，很关注高收益率，普遍希望能把项目的收益率做到6~7个点，甚至更高。但是从规模运营角度来看，收益的可持续性和稳定性相对于高收益率来讲，实际价值更高。预期收益与实际收益能不能百分之百符合，这一偏差对用户侧电站运营来说，现实价值更大。