今年的1月-4月電化學儲能投運項目共73個，裝機規(guī)模為2.523GW/5.037GWh。其中磷酸鐵鋰儲能項目高達69個，裝機規(guī)模為2.52GW/5.019GWh；液流電池儲能項目共4個，裝機規(guī)模為3.1MW/18.1MWh。其中華東、西北和華北區(qū)域儲能規(guī)模分列前三，占總規(guī)模的78.5%，分別為814.94MW、623.6MW以及541.55MW。華東區(qū)域1-4月投運儲能項目，達814.94MW/1514.2MWh，總數(shù)也多一共26個。

從應用場景分布上來看，“大儲"依舊占據(jù)主要地位，電源側和電網(wǎng)側儲能規(guī)模合計占比達98%，其中電網(wǎng)側儲能項目共投運24個，裝機規(guī)模為1542MW/2993MWh，包括7個集中式共享儲能項目。電源側儲能項目共投運23個，裝機規(guī)模為922MW/1964.5MWh，其中大部分為新能源側儲能項目，共19個，規(guī)模占電源側的88%。用戶側儲能項目，雖然規(guī)模體量上不及“大儲"，但各地電價機制改革后，尖峰電價提高，峰谷差價拉大，用電成本提高。用戶側配儲可以谷時充電峰時放電，一方面可以緩解甚至解決尖峰購電壓力；另一方面，富余的儲能還可并網(wǎng)，作為用戶側參與電力市場，利用峰谷差價實現(xiàn)獲利，儲能的價值逐漸凸顯。1月-4月份用戶側項目投運個數(shù)多達20個，隨著投資回報率的提升，用戶側儲能項目會越來越多。

二. 儲能電站盈利模式

儲能在不同環(huán)節(jié)存在多種盈利模式，儲能盈利模式主要有以下幾種：幫助發(fā)、輸、配各環(huán)節(jié)電力運營商以及終端用戶降本增效；延緩基礎設施投資；通過峰谷價差套利、參與虛擬電廠需求響應等輔助服務市場、容量租賃、電力現(xiàn)貨市場等方式。

2.1電源側

2.1.1 電力調(diào)峰：通過儲能的方式實現(xiàn)用電負荷的削峰填谷，即發(fā)電廠在用電負荷低谷時段對電池充電，在用電負荷高峰時段將存儲的電量釋放。

2.1.2 提供容量：通過儲能提供發(fā)電容量以應對發(fā)電尖峰負荷，提升傳統(tǒng)發(fā)電機組的運行效率。

2.1.3 可再生能源并網(wǎng)：在風、光電站配置儲能，基于電站出力預測和儲能充放電調(diào)度，對隨機性、間歇性和波動性的可再生能源發(fā)電出力進行平滑控制，滿足并網(wǎng)要求。

2.1.4 可再生能源發(fā)電調(diào)峰：將可再生能源的棄風棄光電量存儲后再移至其他時段進行并網(wǎng)，提高可再生能源利用率。

2.1.5 調(diào)頻：頻率的變化會對發(fā)電及用電設備的安全高效運行及壽命產(chǎn)生影響，因此頻率調(diào)節(jié)至關重要。電化學儲能調(diào)頻速度快，可以靈活地在充放電狀態(tài)之間轉換，因而成為優(yōu)質的調(diào)頻資源。

2.1.6 虛擬電廠：通過虛擬電廠的需求響應為電網(wǎng)尖峰時段提供應急容量，針對突發(fā)情況時為保障電能質量和系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行而預留的有功功率儲備。

黑啟動：發(fā)生重大系統(tǒng)故障或全系統(tǒng)范圍停電時，在沒有電網(wǎng)支持的情況下重啟無自啟動能力的發(fā)電機組，逐漸擴大系統(tǒng)恢復范圍，最終實現(xiàn)整個系統(tǒng)的恢復。

盈利方式：提升發(fā)電效率以增加收入；減少棄風棄光，提升發(fā)電效率；峰谷價差套利。

2.2 電網(wǎng)側

2.2.1 緩解電網(wǎng)阻塞：將儲能系統(tǒng)安裝在線路上游，當發(fā)生線路阻塞時可以將無法輸送的電能儲存到儲能設備中，等到線路負荷小于線路容量時，儲能系統(tǒng)再向線路放電。

2.2.2延緩輸配電設備擴容升級：在負荷接近設備容量的輸配電系統(tǒng)內(nèi)，可以利用儲能系統(tǒng)通過較小的裝機容量有效提高電網(wǎng)的輸配電能力，從而延緩新建輸配電設施，降低成本。

2.2.3 盈利方式：提升輸配電效率，延緩投資。

2.3 用戶側

2.3.1 容量管理：工業(yè)用戶可以利用儲能系統(tǒng)在用電低谷時儲能，在高峰負荷時放電，從而降低整體負荷，達到降低容量電費的目的。

2.3.2容量租賃：儲能電站租賃給新能源服務商，目前國內(nèi)的儲能容量租賃費用范圍在250-350元/kW·年，具體定價由儲能電站與新能源電站的項目收益相互協(xié)商，而后雙方簽訂長期租賃協(xié)議。

2.3.3 電力自發(fā)自用：安裝光伏的家庭和工商業(yè)用戶通過配置儲能可以更好地利用光伏電力，提高自發(fā)自用水平，降低用電成本。

2.3.4 峰谷價差套利：在實施峰谷電價的電力市場中，通過低電價時給儲能系統(tǒng)充電，高電價時儲能系統(tǒng)放電，實現(xiàn)峰谷電價差套利，降低用電成本。

2.3.5 消納綠電：當光伏、風力發(fā)電等可再生能源有富余時可儲存電能促進綠電消納。

2.3.6 盈利方式：降低容量電費，節(jié)約用電成本，峰谷價差套利。

三.儲能電站的設計和選型

3.1 儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)電壓等級要求

GB 51048《電化學儲能電站設計規(guī)范》對并網(wǎng)電壓等級要求沒有非常明確，僅僅是建議大中型儲能系統(tǒng)采用10kV或更高電壓等級并網(wǎng)。在《電化學儲能電站設計標準（征求意見稿）》對接入電壓等級的要求是：小型儲能電站宜采用0.4kV~20kV及以下電壓等級；中型儲能電站宜采用10kV~110kV電壓等級；大型儲能電站宜采用220kV及以上電壓等級。

GB/T 36547-2018《電化學儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)技術規(guī)定》對不同容量的儲能系統(tǒng)并網(wǎng)電壓等級做了詳細的要求，電化學儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)的電壓等級應按照儲能系統(tǒng)額定功率、接入電網(wǎng)網(wǎng)架結構等條件確定，不同額定功率儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)電壓等級如下表所示：