2018年7月18日，全球容量最大的電化學儲能電站、全球功能最全面的儲能電站、全球首套毫秒級響應的源網荷儲能系統——江蘇鎮江電網儲能電站工程正式并網投運。

自2018年5月開工以來，鎮江儲能項目備受業界矚目，也給眾多儲能企業帶來信心，也有不少人認為電網儲能的春天即將到來。那么鎮江儲能項目具體情況到底如何?是否對其他省份有普適性?儲能真的迎來爆發了嗎?本文將為您一一解答。

全國首個最大的電池儲能電站

鎮江儲能項目采用“分散式布置、集中式控制”方式在鎮江新建8個儲能電站，電站選取磷酸鐵鋰電池作為儲能元件，電站利用8處退役變電站場地和在運變電站空余場地作為建設用地。項目具體情況見下表：

項目背景

據了解，鎮江儲能電站電網側總功率為101兆瓦，總容量為202兆瓦時，總投資約7.6億元。

將采用“兩充兩放”模式參與到電網運行中，即每天充電兩次，同時在一天兩個用電高峰時將電能全部釋放。但如果建設一座同等容量的發電廠，則需要投資8億元，而且每天有效運行只有1-2小時。據測算，鎮江儲能項目建成后，可在每天用電高峰期間提供電量40萬千瓦時，滿足17萬居民生活用電。

今年鎮江供電緊張主要是由于鎮江諫壁電廠3臺33萬千瓦煤電機組關停，且丹徒2臺44萬燃氣機組因故無法按計劃建成投運，為了應對夏季用電高峰，江蘇省電力公司率先采用電池儲能電站來進行調峰。

項目亮點

采用磷酸鐵鋰電池作為儲能介質，具有安全可靠性強、能量密度高、充放電速率快、使用壽命長的優點;采用SVG替代傳統無功補償裝置，通過對電流的實時跟蹤，實現對無功和諧波的瞬時動態補償。

采用“分散式布置、集中式控制”，8個電網側儲能電站由省調統一調控，充分利用電網現有變電站資源進行建設。

一、二次設備高度集成，采用標準預制艙體布置形式，實現設計方案模塊化、設備基礎通用化、施工建設標準化、縮短建設周期，節約建設成本。

儲能電站接入源網荷系統，利用儲能設備運行狀態快速轉化的能力，實現儲能設備由“負荷”向“電源”的毫秒級轉變，為建立“大規模源網荷儲友好體系”奠定基礎。

優化電氣主接線，將進線柜與PCS艙一一對應的形式優化為“一拖四、一拖三”，將多面PCS艙相互連接后接入一臺進線柜，大幅降低設備成本，有效減少占地面積。

項目意義

經濟效益：提高鎮江東部地區供電能力和電網靈活調節能力。鎮江儲能電站建成后，近期可提高鎮江東部電網供電能力，遠期通過其毫秒級充放電轉換能力和低轉動慣量優勢可為電網運行提供調峰、調頻、備用、黑啟動、事故應急安全響應、電能質量改善等多種服務，具有顯著的示范引領作用。該工程每年可減少火電廠因調頻造成的燃煤消耗5300噸，相當于少建一座200兆瓦的常規調峰電廠，可節省電網投資及電網配套投資約16億元。

科技效益：促進源網荷儲系統升級應用。鎮江儲能電站將全部接入江蘇源網荷儲友好互動系統，最多可提高毫秒級響應202兆瓦，促進江蘇電網大規模源網荷儲系統升級應用，提高特高壓直流故障初期頻率穩定性，推動儲能技術標準建立與規范體系完善，推進儲能領域技術研究與成果培育，驅動“源網荷儲”協調發展，助力江蘇高端電網建設。

社會效益：推動省內能源變革轉型發展。鎮江儲能電站的快速響應和靈活性能夠彌補可再生能源的隨機性和間歇性，可大幅提升江蘇電網對可再生能源的接納能力，可減少二氧化碳排放1.3萬噸，減少二氧化硫排放400噸，提高能源系統整體效率，加快能源生產、消費綠色轉型，推動省內主體能源由化石能源向可再生能源更替。

電網側儲能還不具有普適性

儲能仍有3年試錯期

隨著江蘇鎮江和河南兩個百兆瓦級別的電池儲能電站的陸續上馬，是否就意味著儲能要爆發了?對此，某權威專家認為，我非常希望爆發，但同時我也不認為儲能近期要爆發。

“江蘇電網和河南電網有儲能的需求是由他們的電網結構決定的，江蘇和河南同處電網末端，屬于特高壓受端電網，隨著老機組的退役和新項目審批越來越難，靠現有火電機組調峰已經很難滿足需求了，但這并不意味著其他省份也有儲能調峰需求。至少目前從電網側儲能來講，并不具有普適性。”科陸營銷中心總監、智能電網BG副總裁鄧棟表示。

專家認為儲能未來3年仍處于技術試錯、規模示范、模式試錯的階段，且這個階段還要不斷地迭代。此外儲能設備的經濟性和技術成熟度，也需要在這樣的形式上不斷地迭代。即使現在儲能已經開始商業化，但仍需不斷地摸索和試錯。為什么?

第一，儲能在電力系統中依然屬于重資產的解決方案。輕資產或者類似的方案也能解決電力系統的需求，還沒有到必須用重資產即儲能的方式來解決的階段。目前儲能在電網還只是一個預期的作用。

儲能畢竟不是一個發電體，在現有政策體系下，儲能找不到一個合適的糧票，用它來收入。拿江蘇和河南電網的儲能項目來說，電網根本沒辦法把它納入輸配電資產，所以只能采用租賃的模式來做。所以被儲能企業寄予厚望的最大客戶—電網公司，在3年內恐怕不會成為主體，更多的將是一種示范，直到有一天電網承認儲能的地位。

從用戶側來講，雖然發改委出臺文件擴大峰谷電價差和執行范圍，但是從目前的電池技術和電池成本來講，離開了北京、江蘇、上海、廣州等某些地方，其實盈利空間是很小的。

總體來說，儲能未來3年是在痛苦中不斷地上升。當然，1~3內不好并不等于未來不好，儲能在中國一定大有可為。

未來最大的儲能市場在中國

從增量市場來看，中國經濟在不斷發展，對電力的需求也在不斷地變化。目前我國人均用電4300度，而美國是13000度，韓國也達到11000度的水平，如果要像這些國家看齊的話，至少在若干年后，人均用電量可以達到8000度。這個數量意味著在未來的15到20年內我國還會造出2.5個國家電網加南方電網。

從能源結構來看，我國發電裝機容量世界第一，但火力發電比例過高。隨著可再生能源的大量引入，為保持電網平衡，將給儲能非常大的空間。

從用電結構來看，我國工業、農業、商業和居民用電的比例分別為72.5、1.9、12.8、11.8，而日本這幾項的比例則為34.3、0.1、33.4、30.0，所以未來我國用電結構將會從工業用電向商業用電轉移，這也意味著峰谷價差將更大。

從電改方向來看，國內電力發展是一個由計劃經濟的慣性向電力市場體制結構轉移的過程，隨著電力市場化交易和電力現貨市場的推進，儲能的價值將得到更大程度的發揮。從全球來看，沒有哪一個國家具備上述四大動力的，比如美國的人均用電量早已飽和，電力市場化也早已實現，所以從這個角度來講，中國將是未來最大的儲能市場。

2018年的中國儲能市場突飛猛進，各地支持政策不斷下發，項目也從示范走向了商業化，應用場景也從用戶側開始向調峰調頻等輔助服務推進，儲能正在成為我國能源革命的重要支撐力量，我們有理由相信儲能的未來會更加光明。