第二届全国用户侧储能细分市场开发与应用高层研讨会在南京召开

 7月8日，第二届全国用户侧储能细分市场开发与应用高层研讨会在南京召开。

本次会议由国网江苏省电力公司、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、中国科学院电工研究所储能技术组、中国化学与物理电源行业协会储能应用分会以及深圳市科陆电子科技股份有限公司、浙江南都电源动力股份有限公司、北控智慧能源投资有限公司、厦门科华恒盛股份有限公司、惠州亿纬锂能股份有限公司、广东猛狮新能源科技股份有限公司、浙江超威电力有限公司、成都特隆美储能技术有限公司、广州智光储能科技有限公司联合主办，山东圣阳电源股份有限公司、中天储能科技有限公司、深圳古瑞瓦特新能源股份有限公司、上海中兴派能能源科技股份有限公司、深圳市盛弘电气股份有限公司、南京国臣信息自动化技术有限公司、南京冠隆电力科技有限公司、太湖能谷等单位联合支持。

会议由中国储能网与中国储能电站网联合承办。来自全国科研院所、电力公司、发电集团、工业园区、系统集成商、投融资机构近500位代表出席了本次研讨会，就全国用户侧储能细分市场开发和应用展开充分研讨。


中国化学与物理电源行业协会储能应用分会刘勇表示，作为推动我国能源结构调整的重要支撑技术，储能技术的发展受到政府和电力企业的高度重视。

刘勇指出，近年来，国网江苏电力积极适应发展新形势，落实国家电网公司战略，在综合能源服务领域不断谋求新的突破，努力推动企业服务体系向能源综合服务体系转型。储能业务作为综合能源服务业务的重要组成部分，是江苏电力公司的核心工作之一。

中国能建集团江苏电力设计院总工程师王作民在致辞中表示，近年来，国内储能业务取得较快发展，随着储能关注度不断提高，各地示范项目推进加快步伐，同时挖掘储能新模式、拓展增值服务，带动储能业务、储能工程已建设迈入新阶段建，对优化能源结构有着积极的意义。


中国电力科学研究院配电所微电网室主任、全国微电网与分布式电源配网标准委员会委员、教授级高工吴鸣做了《台区微电网关键技术研究》主题报告。他认为针对大规模分布式光伏接入电网带来的诸多问题，在众多解决方案中，以微电网、微网群的形式进行统一管控，是保证大量光伏有序接入，能实现能源的就地消纳。为此，他提出三点建议：第一是要深入研究并网型微电网。第二是结合我国电力体制改革和电网公司的发展需求，研究基于台区微电网的运营模式、运维模式以及新的商业模式。第三是结合智慧电源来推动相关储能产业发展。


浙江超威电力有限公司经理秦玉峰做了《光储系统在大工业用户端的配置及收益分析》的主题报告。他认为，削峰填谷是光储系统主要功能之一，其他功能还包括参与需求再响应、应急救援、无峰补偿以及改善电源质量。


国网江苏省电力有限公司营销部智能用电处副处长许庆强在《江苏用户侧储能发展现状和应用前景》主题报告中指出，江苏客户侧储能从2016年下半年开始发展，截止到2018年6月底为止，全省已建成用户侧储能电站39座，总功率是42兆瓦，总容量是283兆瓦时，主要集中在镇江、无锡、苏州。

许庆强表示，在建的储能电站江苏省也是39座，数量一样。但是功率是97兆瓦，容量达到744兆瓦时，相同规模，相同数量的储能电站，功率是已经建成的2.3倍，容量是已经建成的2.6倍，也就是说江苏省无论是在建储能电站规模还是用户侧储能，比已经建成的储能电站规模基本上是翻了一倍。

据许庆强介绍，江苏有18座电站是用于削峰填谷，有8座用于新能源消纳，13座用于微电网研究。从技术应用类型上来讲，主要有铅炭电池、磷酸铁锂电池，还有钠硫电池与三元铁锂电池。

许庆强认为，要推进储能多元化示范及应用，鼓励出系统直接接入电网，鼓励在发电侧、用户侧、多元化创新应用。同时，推进储能技术标准体系建设，从规划、设计、检验、检修以及一些并网这方面是一系列的标准在制定中间。

许庆强表示，随着储能成本下降、电力市场偏差考核以及额外的辅助收入增加以后，将来居民和工商用户或许带来新的储能投资需求。

许庆强建议，一是客户侧储能找白天负荷大，晚上负荷小的用户，特别是用户采用需量的模式，这样便于控制整个项目的成本。二是各个用户侧储能能够参与电力需求响应和源网荷互动，为电网稳定运行发挥作用，同时提高用户侧储能电站的附加收益。三是针对越来越多的光伏用户配置储能的情况，建议推动上级主管部门研究并制定关于储能富裕电量上网的政策机制。


浙江南都能源互联网运营有限公司市场管理中心胡惠玥在《用户侧分布式储能价值分析》主题报告中指出介绍到，南都电源目前已经投运的储能项目规模达到近1GWh，待建规模约为1.5Gwh，国内项目主要集中在华东、华南、华北、西北，国外项目主要分布在德国，澳洲、欧洲、北美等国家。


北控清洁能源集团有限公司副总经理沈聪在《用户侧储能商业模式探讨》主题报告中指出，他认为储能应用有两大发展方向值得关注，第一种发展方向就是集中式光伏和集中式风电配储能；第二个是分布式光伏与分布式风能配储能。

据沈聪介绍，截至目前，北控清洁能源今年下半年计划投资将近500兆瓦时以上储能项目，国内项目主要集中在镇江、山西等省市，国外主要集中在英国等市场。目前储能系统计划总投资近56亿元。

沈聪表示，储能技术是支撑可再生能源高比例应用的一个关键支撑技术，是能源替代的刚需。储能行业目前处于一个行业的爆发期，储能系统集成技术门槛高，未来将达超万亿市场规模。


国网江苏省电力公司电力科学研究院电网技术中心副主任袁晓冬做了《储能在岸电系统中的规划配置与协调运行》的前瞻性报告，他认为以储能电站作为港口电力系统的备用电源，可提高配网资产利用效率、缓解电网间歇性功率、利用冗余容量抑制电网谐波、降低港口配电系统峰值负荷需求等功能，未来需要进一步研究包含功率型和能量型的综合储能电站在港口岸电系统中的规划配置、电能质量控制、协调控制和优化运行等技术。


厦门科华恒盛股份有限公司新能源事业部技术总监林金水在做《科华恒盛用户侧储能解决方案》主题报告中分别围绕用户侧储能实际收益提升、成本风险控制、系统安全风险、技术路线、商业模式等方面做了细致介绍。


来自广州智光储能科技有限公司副总经理付金建重点介绍了《面向用户侧储能的电梯梯次利用技术》的主题报告，他认为，梯次电池首先有它的特点，一个是造成电芯一致性比较差的原因有多方面造成，有电池制造的原因，也有实际使用过程中的原因。第二个是退役的电池电压包等级比较差。第三个是对BMS的一些控制性能和保护要求。第四个是在电池退役以后的实际容量和实际标称的容量偏差比较大。第五个是电池包对IP等级要求比较高。

付金建认为退役的梯次电池比较适用于削峰填谷、家庭储能、备用电源等场景。对于大型的储能电站，或者是要求连续运营的调峰场合目前应用难度比较大。

据了解，江苏因工商电价峰谷差较大，率先在用户侧打开闸门。2017年9月，国网江苏省电力公司发布了《客户侧储能系统并网管理规定（试行）》文件，在全国率先为用户侧储能设备大规模接入电网扫清了障碍。可以说，国网江苏电力公司及旗下的国网江苏综合能源服务公司，为推动我国用户侧储能产业发展注入了强劲动力。

6月6日，江苏发改委公开印发了《关于促进分布式能源微电网发展的指导意见》的通知，该通知中提到，到2020年，建成分布式能源微电网示范项目20个左右，实现新增分布式能源装机40万千瓦左右；到2025年，建成分布式能源微电网示范项目50个左右，实现新增分布式能源装机200万千瓦左右。江苏省发改委近期还提出“简化储能项目审批手续、加强规划统筹发展和分级分类协调管理”等三大具体落实要求。

目前，南都电源、科陆、中天储能、国轩高科、亿纬锂能、力信能源、双登集团、太湖能谷等企业份份布局江苏省储能市场。据统计，截至2018年年初，江苏全省已建成39个用户侧储能项目，总功率为42MW，总容量达到287Mwh。同时在建用户侧储能电站也是39座，总功率为97兆瓦，容量达744兆瓦时。由于储能系统成本有差异，各地区的峰谷电价差不同，因此项目的盈利空间也有所差别。在峰谷电价差不低于0.75元/度电的前提下，项目的投资回收期一般在6-8年。

国家发展改革委日前发布的《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》中要求完善峰谷电价形成机制。通过鼓励市场主体签订包含峰、谷、平时段价格和电量的交易合同。利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制，促进储能发展。利用现代信息、车联网等技术，鼓励电动汽车提供储能服务，并通过峰谷价差削峰填谷获得收益。这在国家层面上为储能提供了价格机制上的支持，推动储能在更多环节应用，同时把电动汽车作为移动式“储能”，充分发挥削峰填谷的作用。

刘勇表示，目前我国用户侧电价价格随供需变化的灵活性还不够，尚处于政府定价阶段。考虑到储能技术的应用能解决能源的错时使用，为此，我会建议充分扩大执行峰谷电价的用户范围，并进一步完善用户侧峰谷电价的市场定价机制。同时，需要使电价反映出电力供应的边际成本，可以通过抬高尖峰电价或设立分级尖峰电价、降低低谷电价等形式，激发主要用电大户采用储能设备、居民主动调节用电时段，加强计划用电理念，树立节约用电的思想意识，从而降低尖峰负荷、增加低谷负荷，从而节约电力系统设施投资，提高电力系统负荷率和设施利用率，提高电力系统总体效率和经济性。

当前，我国储能产业正处于从示范应用向商业化发展的过渡期。虽然技术成熟度不断提高、系统成本不断下降，但储能的经济性不足以及缺乏市场机制仍然是制约其发展的重要瓶颈，在储能在商业化道路上，仍面临技术性能有待提高、建设成本较高、融资成本偏高、应用和赢利模式不清晰等多种挑战。

刘勇建议国家积极鼓励尤其是在京津冀、长三角、珠三角等经济发达地区探索多能互补和多种储能技术混合应用的风光储项目、采用全新商业模式的虚拟电厂项目、储能与大型光伏电站或风电场配合出力的项目或者鼓励各企业建设独立储能电站，并允许独立储能电站在一定范围内向客户实现自由供电；推进用户侧“分布式能源+储能”项目试点与规模化发展，有效地提高可再生能源利用率、降低高峰负荷压力并平滑机组出力，减小电力系统两端波动性，提升系统安全稳定性，降低系统运行调节成本。

刘勇建议参照分布式光伏发电，在储能系统并网接入时，按电网公司要求，交流侧安装分时电表，作为削峰填谷结算依据；并适当拉大分时电价政策的峰谷电价差，给予实施储能设施的企业谷电时段给予谷电优惠；试点的一般工商业用户和居民用户分布式电储能设施充电电量，参照“电热锅炉（蓄冰制冷）峰谷分时电价”执行分时电价。

据了解，南方电监局已经计划在广东省向每小时4次报价的实时电量交易的发展目标，这种方式将推动分布式市场化的交易，推动大量间歇可再生能源接入配电网，电力市场应在促进发电侧电力辅助服务的同时，对用户需求侧加强要求，如：对参与电力市场交易的购电方的电价除电量价格外，还要实施负荷预测曲线吻合性评价，加大参与电力交易的购电方实际用电量曲线与符合预测曲线偏差的考核处罚，从而提高储能应用，促进电力系统设施利用率和电网的稳定，促进包括售电公司在内的电力用户的“发-配-储-售”的综合能源服务一体化的方向发展。

刘勇还建议政府或银行提供无息或低息贷款；加快社会资本进入储能领域，推动储能产业基金或绿色投资基金建设。

刘勇表示，未来随着我国电力体制的改革进程、售电以及增量配网市场放开，储能在电力现货交易、智能建筑、电动汽车充电服务、先进制造业基地、区域综合能源建设、电力需求侧管理等领域的技术和商业模式创新将会有很大的发展空间。

与会嘉宾表示，用户侧储能装置可降低电厂机组退役对电网造成的影响，促进电网削峰填谷，保障大电网安全，减小因用电高峰时间电网供电能力不足等造成对客户正常生产带来的影响。同时，通过储能技术应用将有力提高用户侧分布式能源接入能力、应对灾变能力、保证供电可靠性、满足电能质量需求、削峰填谷等综合叠加价值服务，从而带来较好的经济价值与社会价值。

为期两天的会议专家和系统集成商将充分围绕现阶段政策推动力，集思广益，根据储能的技术特性和成本情况进一步定位目标细分市场，构建标准体系建设，在市场服务中不断优化储能系统功能、降低成本，同时做好团队服务建设，为储能产业新发展打下坚实基础。

会议主办方还将安排实地参观南京国臣楼宇直流配电系统（含储能和光伏）以及镇江建山5MW／10MWh储能电站建设运营情况。