今年的各省政府工作報告已經陸續發布，新能源是各省能源工作的重點，從目前31個省（區、市）相繼公布的2022年經濟增長數據來看，一些提前布局新能源產業的省市紛紛交出不錯的成績單，新能源成為當地GDP增速的重要拉動力量，比如福建寧德、江蘇常州、江西宜春等。近期各地紛紛出臺利好新能源政策，包括分布式光伏、風電和儲能等進一步獲得政策支持，讓一直處于熱門賽道的新能源包括儲能、分布式光伏等相關行業更增加不少熱度。作為保障電網安全、提高輸配用電效率的重要手段之一，儲能行業接下來無疑會加速發展。
1 相關政策
2022年11月，國家能源局發布《電力現貨市場基本規則（征求意見稿）》,明確提出做好調頻、備用等輔助服務市場與現貨市場的銜接，推動儲能、分布式發電、負荷聚合商、虛擬電廠和新能源微電網等新興市場主體參與交易等。
2023年1月28日，常州出臺了《關于加快新能源之都建設的實施意見》和《推進新能源之都建設政策措施》，圍繞產業發展、技術創新、推廣應用、生態營造四個方面，制定出促進新能源產業發展的十條重磅政策，涵蓋了多項獎勵措施，其中1MW以上的新型儲能電站可按放電量獲得不超過0.3元/kWh的獎勵，連續獎勵不超過2年，在此之前全國已有32個地區明確提出儲能補貼。
2023年1月28日，內蒙古自治區人民政府發布《關于印發自治區2023年堅持穩中快進穩中優進推動產業高質量發展政策清單的通知》，通知指出：支持新增源網荷儲一體化項目增配新能源規模，支持工業園區燃煤自備電廠可再生能源替代，鼓勵燃煤機組靈活性改造，鼓勵自建、購買儲能或調峰能力配建新能源項目。
2023年1月20日，山東省人民政府辦公廳印發了《山東省建設綠色低碳高質量發展先行區2023年重點工作任務》，提出要加快提升電力系統調節能力，省能源局牽頭年底全省建成抽水蓄能400萬千瓦左右，新型儲能規模達到200萬千瓦以上。
2 儲能的作用及盈利模式分析
在新型電力系統中，儲能將成為至關重要的一環，是分布式光伏、風電等新能源消納以及電網安全的必要保障，在電源側、電網側、用戶側都會得到廣泛的應用。《電力現貨市場基本規則（征求意見稿）》以及各地出臺的扶持政策給儲能商業模式拓展帶來了新的曙光，電力現貨市場將加大峰谷套利空間，加上電費補貼，這將大幅縮短儲能項目的投資回收期。根據測算，電改前儲能項目的投資回報期在8-10年；電改加上地方電費補貼后，部分地區每天可實現兩充兩放，儲能項目投資回報期縮短為4-6年，商業儲能變的有利可圖，這將鼓勵資本進入，行業形成良性循環。
儲能在不同環節存在多種盈利模式，儲能盈利模式主要有以下幾種：幫助發、輸、配各環節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、電力現貨市場等方式。
2.1 電源側
電力調峰：通過儲能的方式實現用電負荷的削峰填谷，即發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。
提供容量：通過儲能提供發電容量以應對發電尖峰負荷，提升傳統發電機組的運行效率。
可再生能源并網：在風、光電站配置儲能，基于電站出力預測和儲能充放電調度，對隨機性、間歇性和波動性的可再生能源發電出力進行平滑控制，滿足并網要求。
可再生能源發電調峰：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，提高可再生能源利用率。
盈利方式：提升發電效率以增加收入；減少棄風棄光，提升發電效率；峰谷價差套利。
2.2 輔助服務
調頻：頻率的變化會對發電及用電設備的安全高效運行及壽命產生影響，因此頻率調節至關重要。電化學儲能調頻速度快，可以靈活地在充放電狀態之間轉換，因而成為優質的調頻資源。
虛擬電廠：通過虛擬電廠的需求響應為電網尖峰時段提供應急容量，針對突發情況時為保障電能質量和系統安全穩定運行而預留的有功功率儲備。
黑啟動：發生重大系統故障或全系統范圍停電時，在沒有電網支持的情況下重啟無自啟動能力的發電機組，逐漸擴大系統恢復范圍，最終實現整個系統的恢復。
盈利方式：參與電力市場，市場化收入。
2.3 電網側
緩解電網阻塞：將儲能系統安裝在線路上游，當發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，儲能系統再向線路放電。
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內，可以利用儲能系統通過較小的裝機容量有效提高電網的輸配電能力，從而延緩新建輸配電設施，降低成本。
盈利方式：提升輸配電效率，延緩投資。
2.4 用戶側
容量管理：工業用戶可以利用儲能系統在用電低谷時儲能，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。
容量租賃：儲能電站租賃給新能源服務商，目前國內的儲能容量租賃費用范圍在300 - 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商，而后雙方簽訂長期租賃協議。
電力自發自用：安裝光伏的家庭和工商業用戶通過配置儲能可以更好地利用光伏電力，提高自發自用水平，降低用電成本。
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充電，高電價時儲能系統放電，實現峰谷電價差套利，降低用電成本。
盈利方式：降低容量電費，節約用電成本，峰谷價差套利。
3 儲能電站運維
在儲能行業前景一片大好的同時，儲能電站的安全運維也至關重要，電池熱失控仍是需要重點關注的問題。GB/T 42288-2022 《電化學儲能電站安全規程》對儲能電站的監控系統有明確要求，監控系統應具備數據采集處理、監視報警、控制調節、自診斷及自恢復等功能，應具備手動控制和自動控制方式，自動控制功能可投退。2022年10月北京市城市管理委員會對《北京市新型儲能電站運行監督管理辦法（試行）》公開征求意見，文件明確：要求大、中型儲能電站應建立狀態運行及預警預測平臺，小型儲能電站應實現狀態運行監測，實時監控系統運行工況。
Acrel-2000MG微電網能量管理系統能夠對企業微電網的源（市電、分布式光伏、微型風機）、網（企業內部配電網）、荷（固定負荷和可調負荷）、儲能系統、新能源汽車充電負荷進行實時監測和優化控制，保護微電網儲能系統運行安全，實現不同目標下源網荷儲資源之間的靈活互動，增加多策略控制下系統的穩定運行。同時促進新能源消納、合理削峰填谷，減少電網建設投資，提升微電網運行安全，降低運行成本。
3.1 數據采集及處理
系統通過測控單元與儲能裝置、電池管理系統(BMS)、汽車充電樁、風機逆變器、光伏逆變器進行實時信息的采集和處理，實時采集模擬量、開關量。
圖1 企業微電網光伏、儲能數據統計
3.2 監視報警
微電網能量管理系統應具有事故報警和預告報警功能。事故報警包括非正常操作引起的斷路器跳閘和保護裝置動作信號；預告報警包括一般設備變位、狀態異常信息或電芯過壓、電芯欠壓、電池簇過壓告警、電池簇欠壓告警等，保障儲能系統運行安全。
圖2 儲能系統告警記錄
3.3 運行監控
微電網能量管理系統是儲能系統與運行人員聯系的主要方式，系統可提供重要參數的顯示和必要操作，包括儲能系統主要儲能裝機容量、單次充放電量與時間、SOC曲線、收益及儲能系統運行狀態參數，手動和自動控制，控制調節對象包括直流開關、各電壓等級的電動操作開關、主要設備的啟動退出、PCS功率設定、裝置運行參數設定等。
圖3 企業微電網運行監測
3.4 光伏運行監控
監測企業分布式光伏電站運行情況，包括逆變器運行數據、光伏發電效率分析、發電量及收益統計以及光伏發電功率控制。
圖4 光伏運行監測
3.5 儲能管理
監測儲能系統、電池管理系統(BMS)和儲能變流器(PCS)運行，包括運行模式、功率控制模式，功率、電壓、電流、頻率等預定值信息、儲能電池充放電電壓、電流、SOC、溫度，根據企業峰谷特點和電價波動設置儲能系統的充放電策略，控制儲能系統充放電模式，實現削峰填谷，降低企業用電成本。
圖5 儲能管理
3.6 充電樁監測
系統具備和企業充電樁系統或設備的軟件接口，充電樁數據接入微電網能量管理系統進行集中監控，監測充電樁的運行狀態，根據企業負荷率變化控制和調節充電樁的充電功率，使企業微電網穩定安全運行。
3.7 電能質量監測
監測微電網重要回路的電壓波動與閃變、電壓暫升/暫降、短時中斷情況，實時記錄事件并故障錄波，為電能質量分析與治理提供數據來源。及時采取相應的措施提高配電系統的可靠性，減少因諧波造成的供電事故的發生。
3.8 自診斷和自恢復
系統具備在線診斷能力，對系統自身的軟硬件運行狀況進行診斷，發現異常時，予以報警和記錄，必要時采取自動恢復措施。
4 微電網數字化系統硬件設備
除了微電網能量管理系統軟件外，還具備現場傳感器、智能網關等設備，還包括了高低壓配電綜合保護和監測產品、電能質量在線監測裝置、電能質量治理、新能源充電樁、電氣消防類解決方案等，可以為企業微電網數字化提供一站式服務能力。
5 結束語
在雙碳目標以及電網運行安全要求驅動下，儲能行業未來將會得到越來越多的政策支持，可以想象未來也會有越來越多的資本投入促使行業迅速發展，從而提高電網運行安全，提升電能使用效率。但是微電網系統，特別是儲能電站的運行安全不容忽視，需要嚴格按照標準，建立微電網能量監測系統對儲能電站進行監視、預警和控制，保障安全生產。
