储能进入爆发？全国最大电网侧储能电站并网 是否具有普适性？

2018年7月18日，全球容量最大的电化学储能电站、全球功能最全面的储能电站、全球首套毫秒级响应的源网荷储能系统——江苏镇江电网储能电站工程正式并网投运。

自2018年5月开工以来，镇江储能项目备受业界瞩目，也给众多储能企业带来信心，也有不少人认为电网储能的春天即将到来。那么镇江储能项目具体情况到底如何?是否对其他省份有普适性?储能真的迎来爆发了吗?本文将为您一一解答。

全国首个最大的电池储能电站

镇江储能项目采用“分散式布置、集中式控制”方式在镇江新建8个储能电站，电站选取磷酸铁锂电池作为储能元件，电站利用8处退役变电站场地和在运变电站空余场地作为建设用地。项目具体情况见下表：

项目背景

据了解，镇江储能电站电网侧总功率为101兆瓦，总容量为202兆瓦时，总投资约7.6亿元。

将采用“两充两放”模式参与到电网运行中，即每天充电两次，同时在一天两个用电高峰时将电能全部释放。但如果建设一座同等容量的发电厂，则需要投资8亿元，而且每天有效运行只有1-2小时。据测算，镇江储能项目建成后，可在每天用电高峰期间提供电量40万千瓦时，满足17万居民生活用电。

今年镇江供电紧张主要是由于镇江谏壁电厂3台33万千瓦煤电机组关停，且丹徒2台44万燃气机组因故无法按计划建成投运，为了应对夏季用电高峰，江苏省电力公司率先采用电池储能电站来进行调峰。

项目亮点

采用磷酸铁锂电池作为储能介质，具有安全可靠性强、能量密度高、充放电速率快、使用寿命长的优点;采用SVG替代传统无功补偿装置，通过对电流的实时跟踪，实现对无功和谐波的瞬时动态补偿。

采用“分散式布置、集中式控制”，8个电网侧储能电站由省调统一调控，充分利用电网现有变电站资源进行建设。

一、二次设备高度集成，采用标准预制舱体布置形式，实现设计方案模块化、设备基础通用化、施工建设标准化、缩短建设周期，节约建设成本。

储能电站接入源网荷系统，利用储能设备运行状态快速转化的能力，实现储能设备由“负荷”向“电源”的毫秒级转变，为建立“大规模源网荷储友好体系”奠定基础。

优化电气主接线，将进线柜与PCS舱一一对应的形式优化为“一拖四、一拖三”，将多面PCS舱相互连接后接入一台进线柜，大幅降低设备成本，有效减少占地面积。

项目意义

经济效益：提高镇江东部地区供电能力和电网灵活调节能力。镇江储能电站建成后，近期可提高镇江东部电网供电能力，远期通过其毫秒级充放电转换能力和低转动惯量优势可为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、事故应急安全响应、电能质量改善等多种服务，具有显著的示范引领作用。该工程每年可减少火电厂因调频造成的燃煤消耗5300吨，相当于少建一座200兆瓦的常规调峰电厂，可节省电网投资及电网配套投资约16亿元。

科技效益：促进源网荷储系统升级应用。镇江储能电站将全部接入江苏源网荷储友好互动系统，最多可提高毫秒级响应202兆瓦，促进江苏电网大规模源网荷储系统升级应用，提高特高压直流故障初期频率稳定性，推动储能技术标准建立与规范体系完善，推进储能领域技术研究与成果培育，驱动“源网荷储”协调发展，助力江苏高端电网建设。

社会效益：推动省内能源变革转型发展。镇江储能电站的快速响应和灵活性能够弥补可再生能源的随机性和间歇性，可大幅提升江苏电网对可再生能源的接纳能力，可减少二氧化碳排放1.3万吨，减少二氧化硫排放400吨，提高能源系统整体效率，加快能源生产、消费绿色转型，推动省内主体能源由化石能源向可再生能源更替。

电网侧储能还不具有普适性

储能仍有3年试错期

随着江苏镇江和河南两个百兆瓦级别的电池储能电站的陆续上马，是否就意味着储能要爆发了?对此，某权威专家认为，我非常希望爆发，但同时我也不认为储能近期要爆发。

“江苏电网和河南电网有储能的需求是由他们的电网结构决定的，江苏和河南同处电网末端，属于特高压受端电网，随着老机组的退役和新项目审批越来越难，靠现有火电机组调峰已经很难满足需求了，但这并不意味着其他省份也有储能调峰需求。至少目前从电网侧储能来讲，并不具有普适性。”科陆营销中心总监、智能电网BG副总裁邓栋表示。

专家认为储能未来3年仍处于技术试错、规模示范、模式试错的阶段，且这个阶段还要不断地迭代。此外储能设备的经济性和技术成熟度，也需要在这样的形式上不断地迭代。即使现在储能已经开始商业化，但仍需不断地摸索和试错。为什么?

第一，储能在电力系统中依然属于重资产的解决方案。轻资产或者类似的方案也能解决电力系统的需求，还没有到必须用重资产即储能的方式来解决的阶段。目前储能在电网还只是一个预期的作用。

储能毕竟不是一个发电体，在现有政策体系下，储能找不到一个合适的粮票，用它来收入。拿江苏和河南电网的储能项目来说，电网根本没办法把它纳入输配电资产，所以只能采用租赁的模式来做。所以被储能企业寄予厚望的最大客户—电网公司，在3年内恐怕不会成为主体，更多的将是一种示范，直到有一天电网承认储能的地位。

从用户侧来讲，虽然发改委出台文件扩大峰谷电价差和执行范围，但是从目前的电池技术和电池成本来讲，离开了北京、江苏、上海、广州等某些地方，其实盈利空间是很小的。

总体来说，储能未来3年是在痛苦中不断地上升。当然，1~3内不好并不等于未来不好，储能在中国一定大有可为。

未来最大的储能市场在中国

从增量市场来看，中国经济在不断发展，对电力的需求也在不断地变化。目前我国人均用电4300度，而美国是13000度，韩国也达到11000度的水平，如果要像这些国家看齐的话，至少在若干年后，人均用电量可以达到8000度。这个数量意味着在未来的15到20年内我国还会造出2.5个国家电网加南方电网。

从能源结构来看，我国发电装机容量世界第一，但火力发电比例过高。随着可再生能源的大量引入，为保持电网平衡，将给储能非常大的空间。

从用电结构来看，我国工业、农业、商业和居民用电的比例分别为72.5、1.9、12.8、11.8，而日本这几项的比例则为34.3、0.1、33.4、30.0，所以未来我国用电结构将会从工业用电向商业用电转移，这也意味着峰谷价差将更大。

从电改方向来看，国内电力发展是一个由计划经济的惯性向电力市场体制结构转移的过程，随着电力市场化交易和电力现货市场的推进，储能的价值将得到更大程度的发挥。从全球来看，没有哪一个国家具备上述四大动力的，比如美国的人均用电量早已饱和，电力市场化也早已实现，所以从这个角度来讲，中国将是未来最大的储能市场。

2018年的中国储能市场突飞猛进，各地支持政策不断下发，项目也从示范走向了商业化，应用场景也从用户侧开始向调峰调频等辅助服务推进，储能正在成为我国能源革命的重要支撑力量，我们有理由相信储能的未来会更加光明。