客户侧储能系统并网破冰 为储能产业带来新活力

背景

近年来，江苏电网峰谷差呈现出不断扩大的态势，亟需采用新的调峰手段缓解峰谷差。究其原因，主要有以下两点：首先，在国家和地方补贴政策的推动下，江苏省分布式光伏发展迅速。由于分布式光伏电站与生俱来的间歇性和不稳定性，给江苏电网带来了较大的调峰压力。其次，由于经济的快速发展带来了巨大的用电需求，基于用电负荷固有的时域特性，必然导致电网峰谷差随用电负荷增长而加大，尽管现有的分时电价政策对于削峰填谷发挥了重要作用，仍然未能抑制峰谷差的扩大。

客户侧储能初具规模，增长潜力巨大，成为电网调峰的新生力量。据国网江苏省电力公司统计，截至2016年10月，江苏省储能项目总容量达88.6万千瓦时，其中已建的储能项目总容量1.658万千瓦时，在建的储能项目总容量15.425万千瓦时，洽谈中的储能项目容量71.517万千瓦时。随着储能电池成本的快速下降，未来储能市场增长潜力巨大。如何利用这些客户侧储能，协调控制，参与电网调峰成为电网公司无法回避的问题。

储能系统具有响应速度快，负荷控制精确，建设周期短，不消耗化石燃料，不产生污染物排放等优点，同时具有增强可再生能源消纳能力和延缓区域输配电网建设的作用。因此，推动客户侧储能并网，接受调度中心统一调控，进行电网调峰十分必要。

要点解析

近日，国网江苏省电力公司发布了《客户侧储能系统并网管理规定》(以下简称《规定》)，《规定》针对江苏省客户侧储能发展的实际情况，以支持客户侧储能系统加快发展为目标，以保证安全，提高效率为原则，规范了客户侧储能并网的职责分工、工作流程。纵观整个《规定》，呈现出以下特点：

(一)以储能容量为基础，区别对待，分类管理

《规定》将客户侧储能划分为两类，其中第一类为10(6,20)千伏及以下电压等级接入，单个并网点储能功率不超过6兆瓦的客户侧储能系统;第二类为10(6,20)千伏电压等级接入，单个并网点储能功率超过6兆瓦，或35千伏电压等级接入的客户侧储能系统。两类储能设备并网均需要通过电力公司组织的验收，安装计量设置以及电力信息采集系统，并与电网公司签订并网调度协议。所不同的是，对于第一类容量较小的储能项目，采取“只监不控”的模式，即由市/区县公司采集运行班负责运行监视管理，监视内容包括：客户侧储能系统并网点电压、电流、有功功率、无功功率、充电量、放电量。对于第二类容量较大的储能项目，采取“既监又控”的模式，即由市/县公司调控中心负责对储能设备的调度运行管理。

(二)以安全标准为门槛，开放客户侧储能入网

客户侧储能系统一般采用电池系统，其电能吸收和输出均为直流，然后通过变流器实现直流-交流之间的转换，其中必然会产生谐波，对电网的电能质量造成影响，此外电池系统使用不当还存在燃烧爆炸的风险，为了保证电网安全，《规则》明确规定：并网点的电能质量应符合国家标准，工程设计和施工应满足《储能系统接入配电网技术规定》(Q/GDW564-2010)和《电池储能电站设计规程》(Q/GDW11265-2014)等标准。也就是说，在满足并网的相关技术标准的前提下，用户侧可以公平地参与并网。

(三)流程清晰，分工明确，限时办理

《规则》将客户侧储能系统并网分为受理申请与现场勘查、工程建设、并网验收及并网调试、计量装置安装与合同协议签订等5个流程，其中，市/区县公司业务受理员负责接受客户申请，发展策划部负责审定接入系统方案;客户经理负责审查储能工程设计资料，用户自由选择具备资质的工程施工企业;地市公司调控中心和客户经理分别负责不同容等级的储能项目并网验收和并网调试工作，并一次性出具并网验收意见;市/区县公司装表接电班负责电能计量装置的安装以及用电信息采集装置的安装、并网调试工作。《规则》对各个阶段的工作设置了详细的办理期限，防止出现推诿拖延的现象。

结语

江苏省电力公司发布的《客户侧储能系统并网管理规定》是国内首个关于客户侧储能并网的管理规范，相信在《规定》推动和规范下，必将促进客户侧储能设备大规模接入电网，既能缓解电网的调峰压力，又能保证储能用户获取合理的收益，形成双赢的局面。