电池储能有三大要求。一是安全性：电网应用的储能理论上比电动汽车应用更加安全，但仍然需要昂贵配套设备保证其安全使用范围和性能。另外，电池自带电的特性对安全操作的要求高。二是经济性：电池全生命周期成本是主要制约因素，能量转换系统(PCS)和电池管理系统(BMS)等设备相对成熟，而且压缩成本空间较大，集成的利润空间较大。三是便捷性：储能尤其是分布式储能能否做到即插即用，方便用户使用或整合到已有电力系统中是用户满意度的重要考量之一。

 

　　配电网中的电池储能主要应用模式有固定式储能站和集装箱分布式方式。根据分析，以深圳宝清电池储能站为例，投资成本中电池约占50%、土建约占22%、设计费占9%、PCS、BMS以及常规设备各占5%左右，价格为5000元/千瓦时;而与集中式储能方式相比，集装箱分布式储能预期可节省30%~40%的成本，大大节省厂房建设的费用，且现场安装费用低，价格为3500元/千瓦时。

 

　　为了促进电池储能在配电网的应用，有必要进行全方位、系统性地开展储能系统的成本效益分析。通过分析储能系统在配电网中的功能作用，我们采用了直接计算、等效替代和损失估计三种方法，对深圳宝清电池储能电站进行综合效益的实例量化评估分析(见表2)。效益分析与评估主要参考了Sandia国家实验室与美国电力科学研究院总结归纳的储能综合效益评价体系。

 

　　由于激励机制的缺乏和紧急情况发生的不确定性，宝清电池储能电站在紧急无功补偿、备用电源、独立供电、提高电能质量等方面的技术经济性难以给出详细的定量分析，但为了更好地评估电池储能站的效益，本次评价考虑电池储能站的削峰填谷作用，同时将无功补偿、备用电源、独立供电、提高电能质量等应用模式作为辅助功能，对租赁制和峰谷电价制两种经营模式进行了经济性分析。以宝清电池储能电站本期工程投资回收的角度测算了租赁费用和峰谷电价价格。两种经营模式及其相应的测算内容如表3所示，测算结果如表4所示。需要说明的是，本文开展的测算分析并不具有代表性，只是针对电池储能站应用的假设场景和可灵活调节的电价开展的研究。

 

　　总体来看，在两种经营模式下，电站运营20年的内部收益率要高于运营15年的内部收益率，以此推算的峰谷电价差和租赁费相对更低，创造了更大的盈利空间，因此在经济寿命周期内，电池寿命越长，储能站运营的经济性相对越好。从经营模式角度来看，对于经营模式之一的租赁制，承租方每年应向出租方支付年租赁费用，租赁费可以支付储能站的运行成本、税金、合理利润以及回收建设投资;对于经营模式之二的峰谷电价制，由于宝清电池储能电站的建设投资较大，容量较小，年发电量也相对较小，在项目投资收益率(税后)为7.5%的假设情况下，峰谷电价差要远远高于深圳市大工业用户的峰谷电价差。在现阶段政策缺乏、电价机制缺乏、紧急情况应对激励机制缺乏、电能质量敏感性激励缺乏的情况下，采用模式一租赁制可以降低经营风险，有利于吸引投资，同时能够使储能站在系统中充分发挥作用。

 

 

　　目前，储能的发展还面临一系列问题，如储能在技术经济性上还不占优势，国家在储能电价政策和补贴上也未进一步明确;储能系统结合不同的实用场景，应优先应用哪些功能目前还处于探索阶段;储能系统运营模式和商业化模式还不明晰;在电池技术选择性上，目前只关注于电池储能，其他方式关注较少等。结合南方电网的实践，建议储能在配电网的应用研究应进一步在以下几个方面开展：

 

　　储能经济性与商业模式。根据目前测算，如果采用大型集中建站的方式，储能成本约为4000~5000元/千瓦时，采用集装箱式储能成本约为3000~3500元/千瓦时，在没有储能电价政策和补贴政策的前提下很难实现盈利。目前，已建成的示范工程验证了技术的可行性，其商业化运营模式的探索还应进一步加强。

 

　　储能应用功能和选型。深圳宝清电池储能站提出了8项应用功能，结合不同的实用场景，应优先应用哪些功能目前还处于探索阶段。电池技术选择性上，目前只关注于电池储能，其他方式关注较少。

 

　　储能监控系统海量数据处理。海量监控信息数据的处理是大规模应用的难点之一，且大规模推广应用时可靠性存在一定问题。如单体电池：2个遥测量(电压、温度)，11个告警量;4兆瓦储能系统总监控信息量约为30万点，为常规变电站的数十倍。

 

 

　　实施峰谷电价和储能电价政策。储能产业缺乏两方面的投资回报机制。一是峰谷电价，由于储能是在低谷时蓄电、高峰时供电，峰谷电差是投资储能基本的收入来源。欧美日等国都有成熟的峰谷电价政策。峰谷电价在我国不同地区可有所差别，但应尽量为电网削峰填谷和吸引储能投资创造更大空间。二是储能电价，由于储能技术提高了发电企业的利用小时数和电能质量，增强了电网调峰能力，节省了系统投资，促进了新能源发展，又有显着的减排效果，对储能应该制定单独的电价政策，以补偿储能所产生的巨大经济效益和社会效益。可以参考德国的经验。

 

　　鼓励投资主体多元化。在理顺投资回报机制、规范入网技术要求的前提下，应鼓励发电商、电网企业、用户端、第三方独立储能企业等有条件的投资方投资建设储能系统。

 

　　鼓励商业模式的探索，实现商业化运作，促进储能在包括电力等行业的推广应用，尤其是在分布式发电和微电网领域首先开展推广应用。近期可以考虑优先推广集装箱式分布式储能系统、小区、家用和手提式储能系统的应用;在电网应用方面，建议以应急电源、保安电源和微电网应用等作为切入点。