1 电化学储能发展
1.1 电化学储能的现状
近年来伴随着电化学储能技术成熟性增加和成本日益下降，以三元锂及磷酸铁锂为代表的锂电池因其高质量密度、充放电寿命长、综合稳定性强等特点在储能系统的应用得到大规模推广，显著提升了储能系统装机容量，降低投资成本。近年来各地频发支持储能发展文件以及两会提出的“碳达峰、碳中和”目标，使得各省市电力公司以及各大储能集成商均在积极布局储能于各个场景应用，探索新盈利模式。截止2022年底全国5.93GW的电化学储能中，锂离子电池在电化学储能装机量的占比达到90%以上增长速度最为迅速，已经发展为最快的电化学储能技术，同样在电动汽车方面，截止2022年底全国新能源汽车已经达到600万辆，其中纯电动汽车更是占据半壁江山。主要应用的方向有：
1.1.1 储能在电网侧应用
储能作为电网的重要补充，电网侧得到较为广泛应用场景，主要用于调峰、调频、紧急功率支撑、黑启动、延缓电网设备升级改造等方面。［1］
1.1.2 储能在电源侧应用
在电源侧，随着大规模的风电、光伏并网，多数新能源电量无法就地消纳，出现返送或弃风弃光现象，电源侧储能可解决新能源场站消纳问题，降低电网波动，使新能源场站更加平滑出力，并可减少新能源输出波动。
1.1.3 储能在用户侧应用
在用户侧方面，储能有更加多应用场景。可以为用户套取峰谷价差红利，降低用能成本，储能的接入可为用户提供备用电源，在夏季有序用电或限电情况下提供一段时间负载，还可作为厂区备用电源，降低重要线路因突然停电导致的设备损坏或产品质量问题导致的经济损失。受近期峰谷电价政策驱动影响以及储能系统成本下降，工商业用户部署储能的优势正在逐步显现。
1.2电化学储能应用的典型场景概述
1）以某汽车部件有限公司为代表的用户侧储能应用场景，利用储能套取峰谷电价差、提升供电可靠性实施方式；
2）以淅川某变电站为代表的电网侧储能应用场景，需解决电网侧新能源消纳、提升供电可靠性、解决台区重过载等问题；
3）以某为代表的配电网储能应用场景，需解决供电线路末端低电压问题；
4.依托储能系统或其它三相不平衡治理装置解决兰考县大规模扶贫光伏发电引起的三相不平衡问题；
5）储能系统作为移动应急保障电源车，在遇到如郑州720特大暴雨时间时作为应急保电、大学联考保电、运动会保电、重要会议保电等；
6.储能系统应用于火电机组调频辅助、黑启动等功能。
2电化学储能应用研究
为探索河南省储能应用发展方向，2022年至2023年期间前往南方电网公司、山东电工时代、许继集团等储能集成商或电网公司调研。上述企业在多个领域有储能应用，资源整合能力较强，可代表各省市储能项目落地实施经验，学习储能项目盈利模式。南网公司在火储一体辅助调频项目、应急电源保障车以及储能应用于配电网治理有丰富的实践经验，南网公司的“某电厂储能调频项目”“惠州市某村低电压治理与供电可靠性提升项目”“应急电源保障车”有较为成功应用。
2.1 某燃煤电厂储能调频项目
某燃煤电厂电厂现有装机2X300MW热电机组。2021年，该厂新加装储能辅助调频项目，是由社会企业投资，于该场建设的9.45MW/5.25MWh储能辅助调频系统，工程历时10个月，2021年11月23日完成涉网试验，工程总投资约4000万元。该厂新储能调频项目由4台40尺电池箱，电池系统由3台1400kWh和1台1050kWh集装箱组成；1台40尺环网柜、4台20尺PCS集装箱、1台控制箱构成，总占地面积1200平米。电池系统由3台1400kWh和1台1050kWh集装箱组成，环网箱内以开关柜为主，PCS系统由三台2.5MVA集装箱和一台2MVA集装箱组成。电池采用津力神电池股份有限公司生产的磷酸铁锂电池，搭载某电力公司自主研发的面向火储调频场景的储能能量管理系统（EMS）。
该厂新储能调频项目由4台40尺电池箱，电池系统由3台1400kWh和1台1050kWh集装箱组成；1台40尺环网柜、4台20尺PCS集装箱、1台控制箱构成，总占地面积1200平米。电池系统由3台1400kWh和1台1050kWh集装箱组成，环网箱内以开关柜为主，PCS系统由三台2.5MVA集装箱和一台2MVA集装箱组成。电池采用天力神电池股份有限公司生产的磷酸铁锂电池，搭载某公司研发的面向火储调频场景的储能能量管理系统（EMS）。
该项目采取基于合同能源管理机制（EMC）模式实施项目总承包。由社会企业总投资，与该厂以赚取调频市场电价分红实现回收全部投资成本方式。项目建成后该厂调频性能理论K值由0.42提升至1.96。2021年1月试运行后日均K值1.14，平均里程7610MW，1月份启机期间平均日收益14.2万元，平均结算价格18.66元/MW。
该厂储能调频项目盈利结算规则基于《南方区域调频辅助服务市场交易规则》，其交易规则大致为各发电业主先按月度上网电量比例缴纳调频里程费用，费用汇总至由能源管理机构，由能源管理机构根据各发电业主响应“调频里程”结算调频费用，“综合调频性能指标”更高的发电业主获得跟多调频结算费用。
2.2电化学储能应急电源车项目
某电网公司研制的移动电化学储能车，可输出380V电压，容量550kWh,输出功率500kW，整车造价300万，由电网出资提供给供电公司使用。主要用于大学联考、重要会议、抗震救灾应急、电动车道路救援、以及检修使用。该车额定功率1000kW，容量1000kWh，采用磷酸铁锂电池，同车配置直流充电桩两个，使用北斗定位，整车运行噪声小于65分贝，消防熄灭采用七氟丙烷。
2.3台区侧储能项目
广东省惠州市某供电所共用台变（SBH15-M-500/10）容量500kVA，为周边村80余户表供电，因该村多为村民自建楼房对外出租，每户表用电量较大。每日晚高峰存在重载与低电压情况。电网公司为该所配电台区配备200kW/400kWh储能系统，该储能系统设置两种充放电规则：
1）每日08:00-11:00储能系统充电，每日20:00-次日01:00储能系统放电;
2）变压器65%负载率以上储能系统放电，变压器20%负载率储能系统充电。
目前采用第一种充放电规则。5月份之后，天气炎热，变压器负载率高的情况下，采用第二种策略。
该供电公司选择此台区应用功能如下：
1.当10kV线路出现故障期间，储能系统提供电源保障功能；
2.在晚高峰期间放电，叠加到原有线路提升线路电压，解决低电压与重载；
3.为附近三防指挥部提供电源保障；
4.解决少部分三相不平衡情况。
该供电公司为域内共建设5个分布式配电台区储能系统，总投资900万元，由电网公司出资。该项目投资分为两部分，其中配电台区储能系统设备部分投资560万元，基建设施部分投资340万元。
该地区配电台区储能系统收益方式比较单一，日间充电夜间高峰放电价差仅0.3元/kWh，在储能系统寿命期内无法回收投资收益。目前依靠提供电源保障与解决台区重载等配网治理方式开展。
2.4三相不平衡治理
相较于集中式SVG与分布式SVG三相不平衡治理装置投资金额高、降低变损线损效果差、噪声热量大灯缺点，某电力公司开发换相型三相不平衡治理装置。
2.4.1换相型三相不平衡治理装置原理
某电力公司所研发的三相不平衡治理装置是不借助储能的情况下治理三相不平衡装置，是可以实现智能、实时的负荷自动调控系统，对单相负荷接入进行有序的换相控制。借助电子技术与磁保持旁路开关结构，可实现0 毫秒无缝换相，用户侧无停电感觉，解决换相开关概念提出以来供电短时中断难题，可系统解决台区三相不平衡问题、高线损问题、末端低电压（因三相不平衡引起）问题，减少人工调相。
1）t1时刻ka释放，ka,和kb,吸合；
2）t2时刻继电器动作完成。此时A相电位高于B相电位，Da导通，Db截止。回路供电由A→Da→负载→N。
3）t3时刻由于B相电位高于A相电位，Da由导通变为截止，Db由截止变为导通。此时回路供电由B→Db→kB’→负载→N。
4）t4时刻释放Ka’和kb’，吸合Kb,
5）t5时刻Kb吸合完成，系统进入稳态，换相过程结束。
5.2换相型三相不平衡治理装置安装部署
自2020 年7 月起，该电力公司分别在国内某地示范应用。安装采取先装换相型三相不平衡治理主控器，主控器安装完毕后，通过后台主站观察该台区三相负荷的变化情况，以便于选择安装点。安装采取先固定，再接线的安装方式，整个安装过程无需台区停电。在壁挂固定完毕后，通过相线识别仪准确确定安装点与台区出线的相位关系，将换相开关的三相四线进线带电接入主线；然后将用户的表前进线改接到换相开关的输出端子。每台换相开关可控制1-4只用户表。缺点：按台区容量需安装8-12 台，安装位置需勘测选点。
2.5其他省市储能应用情况
自2020年以来，宁德时代与国家电网下属国网综合能源服务集团有限公司相继在新疆、附件成立合资公司，其中在新疆成立的新疆国网时代春泥更发展有限公司是首例，主要经营储能项目的投资、建设和运维，4月份双方联手成立的国网时代（福建）储能发展有限公司同样也是开发储能系统、建设储能系统、运维储能系统、技术服务等。
湖南省发改委在2020年3月发布湖南省2020-2021年新能源消纳的预警结果通知中得知，湖南省同样面对风电消纳能力不足的情况，消纳能力最差的有南部、西南部地区，已经划分为红色预警区，其他地区也不同程度的被划分为橙色或者黄色区。湖南省发改委要求电网企业加强筋建设、优化网架等等措施，去提高新能源消纳送出能力，为湖南省内新能源高速发展提供容量空间。
2.5储能行业存在安全问题与思考
储能行业普遍存在的问题：储能系统呢是由电池、电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）等组成。对用户来说，存在很大问题是对最关键的性能指标不明确，信息不足、不对称，甚至不真实。也就是说：你买的100兆瓦真的是100兆瓦吗？
目前储能行业普遍存在一个现象是看碟下菜，用户愿意掏多少钱给值多少钱的东西，比如从投标应答环节就虚报储能的容量和功率，在实际运行过程中因为人为的压缩充放电深度，储能电站的可用能量可能永远达不到承诺值。
第二个现象是虚报运行寿命，储能集成商一般承诺储能系统使用10年容量才衰减到80%，但是储能系统刚投运时就人为将运行范围压缩到80%或者更低，这样的话就导致到储能系统退役都无法发现虚报运行寿命问题（造成这一部分原因实属无奈，用户都是为了提高运行安全和延长电池寿命考虑）。
第三个现象是虚报电池单体循环次数，通常电池厂家宣称或者提供的第三方报告都是6000-8000次循环寿命，但是电池寿命是一个长期的验证过程，等用户发现电池循环寿命问题时，早已超过厂家承诺的质保期或者维修期。
第四是安全隐患无法验证，所有电池制造商都承诺或者在宣传企业的安全“黑科技”、最常见的是挤压针刺不起火不爆炸等等承诺（但是安全问题依然频发，这次海南出事的厂家也经常用安全黑科技做标语宣传），单纯依靠形式试验报告和出厂检测报告是不行的，必须在电池投运前对项目使用的电池进行安全性能试验，才能及时将隐患暴露在投运前。
除此之外，还有电池管理系统电流、电压、测量精度不达标，电量均衡功能差、抗电磁干扰能力不足等问题，电池管理系统管理那么多电池，这些指标都是非常大的安全隐患。所以说只有这些核心部件的安全和质量通过了储能标准的检验，才能从理论上推导出储能系统的质量与安全。
题外话，造成这些原因倒不是中国技术不行，咱们国内主流的这些储能电池和设备生产商都能达到或者超过国标和国际标准要求水平，问题原因在于前期储能检测规则不完善，技术标准没有严格执行，同时也有我们前边提到的：行业低价中标的环境影响。还有就是锂离子电池自身安全问题，锂电池他是能量体，本身就存在安全隐患，他的发生异常前的内部特征没办法直接测量，安全事故很难提前预警。现在的主流的储能集成方案每个电池模块只有30%的位置有温度检测模块，整簇或者整仓才有一套可燃气体监测装置，这也一部分的客观原因。
《电力储能用锂离子电池》GBT36276-2018中，仅有对电力储能用锂离子电池的型式试验及出厂试验要求，没有第三方检测依据标准。北京大红门储能电站出事以后，国网公司安监部颁发的《关于开展电化学储能电站安全隐患排查整治的紧急通知》中，对河南省在役储能电站的抽检内容，也是选取了一部分型式试验内容。
2022年7月6日，中电联发布《电力储能用锂离子电池》征求意见稿，与上一版本相比，本次修编结合锂离子电池的应用的实际，更加完善电池性能的技术要求。尤其是增加了抽样检测相关要求，为开展第三方电池测试提供了标准依据，并且明确了抽检的情形与检测数量。
3 研究结果与建议
通过调研储能及相关项目，某些地区储能项目的成功除了依靠灵活调峰调频市场与政策支持，更离不开电网对储能项目实施应用的大力支持。国内其他省市储能投资建设方向集中在新能源发电站配套或应急电源保障，在配电网应用与用户侧没有大规模应用推广。储能应用方向与建议：
3.1电源侧辅助服务
储能可参加整个电网服务市场，而且辅助服务市场比较优先对电化学储能进行开放，但河南省调频市场目前没有相应补贴政策，发展火储一体储能需等待相关部门落实。
3.2电网侧配电台区应用
通过调研与投资估算，在配电网台区储能应用暂无良好收益模式。以惠州市配电网台区为例，即使系统设置每日两充两放，峰谷电价差按最高0.63元计算，且不计算电能转换损耗与维护保养成本的情况下，在储能电池寿命期内仅能收回50%投资成本。因此，配电网台区应用可作为团队技术储备，为省电力公司提升供配电台区质量、解决低电压用户用电问题储备解决方案；
3.2用户侧
用户侧储能的基本盈利来源，也是当前用户的唯一盈利来源，即是通过“低储高放”、削峰填谷从而获取差价收益。目前，全国峰谷价差的区间约为0.5-0.9元/kWh。通过收益测算得知，若用户仅以峰谷差价套利作为唯一盈利点是不能在电池生命周期内（8年）回收成本。需等待电池技术提升与成本降低，达到峰谷价盈利差边界条件以下方能实现大规模推广。
3.3应急保电车应用
相较于配电网应用与电源侧应用，应急保障发电车有技术门槛较低、应用场景多、投资小等特点。可采取租赁或整车出售的方式快速收回投资成本，可作为储能项目发展前期目标。现各供电公司均有应急保障电源需求，主要应用方向有大学联考保电、敏感地点突发负荷高峰顶峰送电、临时增容供电、电动汽车紧急救援补电、重要会议或比赛保障用电，向社会单位延伸有机场远机位储能式APU替代设备、矿山应急保障等。锂电应急保障车较比柴油发电保障车存在较多优点。锂电应急保障车的投入不仅可以解决用电成本，同时提升保障效果。环保型保障设施的投入也大大提升国网公司企业形象，彰显大型国有企业对环保理念的深入贯彻实施。
3.4共享储能电站
2020年7月1日实施的《电力系统稳定导则》第3.5.3中明确规定“电源均应具备一次调频、快速调压、调峰能力，且满足相关标准要求”，然而风电和光伏发电机组不仅本身不具备调节能力，其出力的间歇性还增加了电网的调频负担，需配套建设储能实现调频调峰能力。在新能源发电量占比增长迅猛且巨大的环境下，未来储能市场必将迎来爆发式增长。
3.4.1共享储能电站建设必要性
国家政策与行业要求：
1.国家提出的双探目标中，需在2030年前将二氧化碳排放争达到峰值，争取2060年前实现国家“碳中和”的目标，风电和光伏的发展将大大提速。各地相应出台新能源建设配置储能新标准强制要求，配置储能成为行业共识，储能将迎来巨大市场需求。
2.在2020年河南省发改委发布的《关于组织开展2020年风电、光伏发电项目建设的通知》。通知指出，在平价风电项目中，优先支持配置储能的新增平价项目，优先支持已列入以前年度开发方案的存量风电项目自愿转为平价项目。
3.《电力系统稳定导则》（2020年7月1日）第3.5.3中明确规定“电源均应具备一次调频、快速调压、调峰能力，且满足相关标准要求”，然责风电和光伏类的新能源场站不仅本身不具备调峰、调频、自我调节输出能力，他的其出力的间歇性还增加了电网的调频负担，需配套建设储能实现调频调峰能力。目前河南省尚未出台新能源配置储能比例，参考其他省份大致在装机容量10-25%不等。
未来市场发展方向：
截至2020年12月河南省新能源总装机容量2843.33万千瓦，占比全省装机容量的27.96%，且发展势头迅猛，“十四五”期间，新增风电光伏装机800万千瓦，2025年将风电光伏的总装机量力争达到3500万千瓦；2030年、2035年分别增长至4400、6800万千瓦。大规模新能源发电负荷瞬间变化对电网冲击较大，将会大幅减低电网运行可靠性。
5.源网荷储一体化”和“风光水火储一体化” 两个“一体化”推进，让储能行业深度融入电力行业，并发生重大变革，引起大规模应用。
盈利方式多元化：
6.共享储能项目建设可有效减少现有新能源发电弃光、弃风现象，储能系统吸纳弃光风电量同时可套取峰谷电价差。
7.新建新能源场站投资成本较高，盈利模式比较单一，政策支撑不足，并且大部分新能源场站配套的升压变中没有预留或者规划储能的部署空间，并且省调未强制新能源场站对存量新能源配置储能。共享储能电站租赁模式的将大幅度降低新能源业主配套储能投资成本。
结束语
电化学储能已处于行业发展“风口”，政府主导、政策激励下，行业将迎来爆发式增长，但在合理位置配置合理容量储能，使储能在生命周期内得到妥善利用是行业健康发展的重要关注点，同时能够更好践行国家双碳战略目标。