微信客服
微信公眾號
儲能是智能電網、可再生能源高占比能源系統、“互聯網+”智慧能源（以下簡稱能源互聯網）的重要組成部分和關鍵支撐技術。
儲能能夠為電網運行提供調峰、調頻、備用、黑啟動、需求響應支撐等多種服務，是提升傳統電力系統靈活性、經濟性和安全性的重要手段；
儲能能夠顯著提高風、光等可再生能源的消納水平，支撐分布式電力及微網，是推動主體能源由化石能源向可再生能源更替的關鍵技術；
儲能能夠促進能源生產消費開放共享和靈活交易、實現多能協同，是構建能源互聯網，推動電力體制改革和促進能源新業態發展的核心基礎。
在可再生能源產業、電動汽車和能源互聯網快速發展的推動下，儲能產業即將呈爆發性增長態勢。截至目前在各類儲能相關的數據統計中，抽水蓄能仍然占據絕對主體地位，占比超過95%。作為成熟技術，抽水蓄能不在本文討論的范圍內。
儲能商業化發展方向
儲能系統可以廣泛應用于電力系統發輸配用各個環節，大致可分為發電側、電網側和用戶側三個大的領域。
基于合理的政策預期，未來幾年可能具備商業盈利能力的發展方向已逐步顯現出來。
發電側領域
一種模式是儲能參與調頻輔助服務。該模式可以提高調頻KP值，以增加火電廠營收的方式回收儲能投入。
另一種模式是風電/光伏電站配置儲能系統。該模式核心作用是提高風電光伏并網質量，包括削峰填谷、計劃跟蹤出力、平抑波動和調峰調頻，主要收益體現在降低棄風棄光限電比例、獲得電網多購電承諾或者降低被電網考核的風險。
電網側領域
電儲能應用于電網調頻/調峰是全球電力行業發展的重要趨勢。
一種模式是儲能與火電機組捆綁，提供調頻輔助服務。該模式可確保發電系統調節性能快速精確，可提高傳統火電機組調頻效果20倍以上，并可以大幅提高電力系統整體調頻能力和效率。
另一種模式是新建大規模儲能調峰/調頻電站（不包含傳統的抽水蓄能）。這兩種模式都依賴于儲能參與調頻/調峰的市場機制和價格。
用戶側領域
一種模式是分布式光伏系統配置儲能裝置或者其他包含儲能裝置的分布式電站。該系統可以實施削峰填谷、提高分布式電站自發自用水平進而節省電費，商業運營前提是存在合理的峰谷差電價或者適當的儲能補貼。
另一種模式是儲能參與多能互補、能源互聯網、新能源微網或電能替代項目，這類項目需充分評估項目技術經濟性，綜合測算投資收益。
動力電池參與儲能應用
動力電池參與儲能應用是另外一個潛在的特殊領域。主要有三種模式。
一是電動汽車與電網互聯，通過智能充電系統和商業激勵機制優化充電行為，實現削峰填谷以支撐可再生能源大規模接入，同時減輕電動汽車集中充電對電網造成的沖擊。目前一些大型汽車廠商和動力電池廠商已開始商業化應用試點。
二是實現動力電池的梯次利用，電動汽車企業、動力電池企業、廢舊電池回收企業和儲能系統集成商等相關方可以通過各種合作方式，搭建MW級儲能電站、備用電源、虛擬電站等為電網提供輔助服務。
三是電動汽車充電站實施儲能應用。未來綜合性充電站往往具備充換儲放一體化功能，自身就帶有儲能系統，通過智能管理和調度系統可廣泛參與到發電側、電網側和用戶側各領域的儲能需求之中。
目前，受制于技術、成本和補償機制的不足，三大應用領域均只處于大規模商業應用的前期，以發電側的應用居多，不過用戶側的增速最大。根據CNESA（中國能源研究會儲能專委會）統計，2017年中國新增投運的電化學儲能項目，用戶側的新增裝機規模最大，占比59%；其次是發電側，主要集中于集中式可再生能源并網領域，占比接近25%；其余為電網側，主要集中于輔助服務領域，占比16%。從各類應用領域中的技術分布上看，集中式可再生能源并網領域中，鋰離子電池占比最大，為83%。輔助服務領域中，全部應用的是鋰離子電池。用戶側領域中，鉛蓄電池占比最大，為77%。從總體新增規模上看，鋰離子電池所占比重略高于鉛蓄電池。
中國儲能市場預測
近幾年電化學儲能的成本下降較快，部分地區儲能參與調峰已經開始接近于市場化水平。目前電化學儲能主要受政策推動，運用于集中式可再生能源并網、輔助服務和用戶側等三個領域，一旦合理補貼政策落地，將激發電化學儲能的快速發展。隨著風電、光伏發電的大規模接入電網，我國對儲能的需求將大幅增加，風電和光伏發電+儲能系統的度電成本將隨著政策和技術的推動而逐步與煤電成本展開競爭。中國未來幾年的儲能市場將會有長足的發展。
據CNESA統計，截至2018年第三季度，國內新投運電化學儲能裝機259.9兆瓦，全球新投運電化學儲能裝機1111兆瓦，我國新投運電化學儲能裝機占全球比重23.34%。預計2018年全年我國新投運的電化學儲能裝機或將達到559.9兆瓦，相比2017年全年新投運的121兆瓦，裝機規模呈現快速增長之勢。CNESA預計到2020年底累計裝機可達178萬千瓦。
中國儲能最新發展現狀
儲能行業2018年在一系列新頒布的儲能政策支持下，發展迅猛，中國成為全球儲能的熱門市場。多省百兆瓦儲能項目成功規劃落地、實施，儲能調頻項目如雨后春筍集中亮相，光儲充、微電網等用戶側園區項目遍地開花，電化學儲能裝機規模翻倍式增長。
《北極星儲能網》最近回顧了2018年中國儲能市場的最新發展，總結了政策層面和產業層面的10大事件：
相關閱讀：年度總結丨2018儲能行業十大事件
1《南方區域電化學儲能電站并網運行管理及輔助服務管理實施細則(試行)》發布
南方區域電化學儲能并網細則適用于南方區域地市級及以上電力調度機構直接調度的并與電力調度機構簽訂并網調度協議的容量為 2MW/0.5 小時及以上的儲能電站。儲能電站根據電力調度機構指令進入充電狀態的，按其提供充電調峰服務統計，對充電電量進行補償，具體補償標準為 0.05 萬元/兆瓦時。
2國家發改委發文鼓勵完善峰谷電價形成機制，促進儲能發展
國家發展改革委發布關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見。意見中要求完善峰谷電價形成機制。通過鼓勵市場主體簽訂包含峰、谷、平時段價格和電量的交易合同。利用峰谷電價差、輔助服務補償等市場化機制，促進儲能發展。利用現代信息、車聯網等技術，鼓勵電動汽車提供儲能服務，并通過峰谷價差削峰填谷獲得收益。
3多省市發布電力輔助服務細則，儲能調峰調頻作用凸顯
《寧夏電力輔助服務市場運營規則(試行)》提出電儲能裝置可參與調峰獲得補償，《廣東調頻輔助服務市場交易規則(試行)》，指出第三方輔助服務提供者指具備提供調頻服務能力的裝置，包括儲能裝置、儲能電站等；容量為2MW/0.5小時及以上的電化學儲能電站是廣東調頻市場補償費用繳納者之一?！栋不针娏φ{峰輔助服務市場運營規則(試行)》，意見稿中明確指出電力調峰輔助服務市場包含電儲能調峰交易，電源側發電企業計量出口外的電儲能設施、用戶側的電儲能設施、以及充電功率1萬千瓦及以上、持續充電時間4小時及以上的獨立電儲能設施均可作為獨立市場主體參與安徽電力調峰輔助服務市場。陜西、內蒙古、河南、四川等地陸續均有發布政策鼓勵儲能參與電力輔助服務。
4動力電池回收走入正軌，梯次利用儲能市場孕育中
國家工業和信息化部、科技部、環境保護部、交通運輸部、商務部、質檢總局、能源局聯合發布了新能源汽車動力蓄電池回收利用試點實施方案，要求構建回收利用體系，探索多樣化商業模式，鼓勵產業鏈上下游企業進行有效的信息溝通和密切合作，以滿足市場需求和資源利用價值最大化為目標，建立穩定的商業運營模式，推動形成動力蓄電池梯次利用規?；袌觥ｋS后國家工信部公開了第一批回收利用企業名單。
5720MWh，全國首個國家網域大規模儲能項目獲批
國家能源局復函同意甘肅省開展國家網域大規模電池儲能電站試驗示范工作。項目將按照“分期建設、分布接入、統一調度”的原則實施，選址在酒泉、嘉峪關、武威、張掖等地建設。一期建設規模720兆瓦時，電站儲能時間4小時，計劃2019年建成。
6江蘇、河南電網側項目順利并網
6月16日，由國家電網公司部署、國網河南省電力公司組織、平高集團有限公司投資建設、洛陽供電公司承建的河南電網100兆瓦電池儲能首批示范工程——洛陽黃龍站首套集裝箱電池儲能單元一次并網成功。6月21日，江蘇省首個電網側儲能項目——建山儲能電站在鎮江丹陽成功并網，迎峰度夏前100MW儲能項目全部成功投運。11月20日，深圳供電局110千伏潭頭變電站儲能裝置一次并網成功，成為南方電網首個并網送電的電網側儲能電站。
7國內最大發電側儲能項目并網
2018年12月25日上午11時16分，國內最大的發電側電化學儲能項目，海西州多能互補集成優化示范工程50MW/100MWh的磷酸鐵鋰電池儲能項目順利并網發電。
8商業用戶側儲能項目扎堆江蘇
2018年1月南都電源接到國網江蘇省電力公司無錫供電公司下發的無錫新加坡工業園智能配網儲能電站《并網驗收意見書》，標志著該項目得到國家電網正式批準，即日起全容量并網運行。該項目安裝了江蘇省第一只儲能用峰谷分時電價計量電表，并成為首個接入國網江蘇省電力公司客戶側儲能互動調度平臺的大規模儲能電站。該電站是首個依照江蘇省電力公司《客戶側儲能系統并網管理規定》并網驗收的項目。隨后5月，國網江蘇能源、南都電源與鎮江新區材料產業園6家重點企業，集中簽訂了分布式儲能項目合同，標志著由國網江蘇電力主導實施的全國最大規模用戶側分布式儲能項目正式在鎮江落地。
9江蘇同里綜合能源服務中心建成投運
10月18日，由國家電網有限公司打造的同里綜合能源服務中心建成投運，15項世界首臺首套能源創新示范項目悉數亮相。在國家能源發展大會上吸引了來自海內外能源專家的目光與認可。
10一系列國家標準制定完成將開始實施
《電力儲能用鋰離子電池》2019年1月實施，《電力儲能用鉛炭電池》2019年1月實施，《電化學儲能系統接入電網技術規定》2019年2月實施，《電動汽車充換電設施接入配電網技術規范》2019年1月實施，《電力系統電化學儲能系統通用技術條件》2019年2月1日起實施，《電化學儲能電站運行指標及評價》2019年2月起實施。
儲能發展面臨的挑戰
儲能技術仍在發展中，新型儲能產業主要技術瓶頸有：壓縮空氣儲能中高負荷壓縮機技術，我國尚未完全掌握，系統研發尚處在示范階段；飛輪儲能的高速電機、高速軸承和高強度復合材料等關鍵技術尚未突破；化學電池儲能中關鍵材料制備與批量化/規模技術，特別是電解液、離子交換膜、電極、模塊封裝和密封等與國際先進水平仍有明顯差距；超級電容器中高性能材料和大功率模塊化技術，以及超導儲能中高溫超導材料等尚未突破。另外，一些新型儲能技術的研究和知識產權布局沒有得到足夠的重視和支持。從技術角度來看，關鍵材料、制造工藝和能量轉化效率是各種儲能技術面臨的共同挑戰，在規模化應用中還要進一步解決穩定、可靠、耐久性問題，一些重大技術瓶頸還需要持之以恒的解決。另外，國內精密材料、高端前沿材料的加工工藝跟美國、日本差距很大，商用產品的開發技術也是短板。
標準是技術實現產業化的基礎，也是支持行業健康發展的重要因素。國內外新型儲能方面的標準尚處于探索階段，標準數量很少，標準體系的建立剛剛起步。各個國家都在積極制定儲能標準，我國也應加快儲能標準的制定工作，緊跟國際標準的步伐，在國際標準中爭取更多話語權，爭取將我國的技術、示范項目技術成果納入國際標準中，避免出現標準滯后于市場的現象。另外，由于相關技術標準的缺失，新型儲能裝置在生產和應用各個環節，如儲能裝置的設計、招投標、制造、驗收、接入試驗與調試、設備交接以及運行維護等方面存在諸多不便。我國在新型儲能領域已經開展了大量科研與實踐活動，具有了一定的技術積累與應用經驗，初步具備了建立儲能技術標準體系的基本條件。制定新型儲能技術產業鏈各個環節的技術標準，推動新型儲能技術標準化建設工作，是實現儲能產業規?；?、工程化應用的先決條件。
國家發展改革委于2017年發布的《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》（發改能源〔2017〕1701號）中提出要完善儲能產品標準和檢測認證體系。建立與國際接軌、涵蓋儲能規劃設計、設備及試驗、施工及驗收、并網及檢測、運行與維護等各應用環節的標準體系，并隨著技術發展和市場需求不斷完善；完善儲能產品性能、安全性等檢測認證標準，建立國家級儲能檢測認證機構，加強和完善儲能產品全壽命周期質量監管。建立和完善不合格產品召回制度。
保險業如何行動
儲能市場的蓬勃發展推動了新能源行業帶來的新的發展，同時給保險行業帶來了新的發展機遇。儲能行業作為新型的行業給保險行業帶來了新的“風險池”，比如傳統風險之外的新風險如儲能系統的質量及效能保證保險以及相關責任保險等，儲能行業巨大的規模帶給我們保險行業一片“藍海”。但我們必須清醒地認識到在這片“藍海”中隱藏的風險和挑戰，新材料、新技術、新工藝不斷涌現，新技術推動了儲能效能的不斷提高但同時新技術帶來了相應的技術風險，持續演進的技術挑戰著核保人利用歷史數據進行風險評估的傳統核保模式。
面對儲能復雜的技術路線和不斷演進的技術，（再）保險行業應積極跟進儲能行業技術的發展，積極與檢測認證機構合作開展儲能技術/生產/產品質量的認證程序制訂和認證的實施過程，依托第三方認證機構解決儲能系統的設計和系統安全風險評估。
針對儲能系統的效能，（再）保險行業應積極和儲能相關科研機構合作探索設計針對不同路線、不同系統和不同材料/設備的加嚴測試標準，并與相關實驗室合作進行相關加嚴測試了解儲能系統的長期效能。目前的挑戰是儲能行業還沒有行業公認的加嚴測試標準，這需要（再）保險行業主動進行這方面的技術投入。通過加嚴測試了解系統的長期可靠性失效模型和失效損失程度對保險產品開發和保險條件設定至關重要。
針對儲能系統的質量可靠性和一致性，（再）保險行業需要主動加強和相關行業產品質量審核機構合作，進行綜合工廠審核確保制造商能持續生產出高質量的設備和系統。
儲能能夠為電網運行提供調峰、調頻、備用、黑啟動、需求響應支撐等多種服務，是提升傳統電力系統靈活性、經濟性和安全性的重要手段；
儲能能夠顯著提高風、光等可再生能源的消納水平，支撐分布式電力及微網，是推動主體能源由化石能源向可再生能源更替的關鍵技術；
儲能能夠促進能源生產消費開放共享和靈活交易、實現多能協同，是構建能源互聯網，推動電力體制改革和促進能源新業態發展的核心基礎。
在可再生能源產業、電動汽車和能源互聯網快速發展的推動下，儲能產業即將呈爆發性增長態勢。截至目前在各類儲能相關的數據統計中，抽水蓄能仍然占據絕對主體地位，占比超過95%。作為成熟技術，抽水蓄能不在本文討論的范圍內。
儲能商業化發展方向
儲能系統可以廣泛應用于電力系統發輸配用各個環節，大致可分為發電側、電網側和用戶側三個大的領域。
基于合理的政策預期，未來幾年可能具備商業盈利能力的發展方向已逐步顯現出來。
發電側領域
一種模式是儲能參與調頻輔助服務。該模式可以提高調頻KP值，以增加火電廠營收的方式回收儲能投入。
另一種模式是風電/光伏電站配置儲能系統。該模式核心作用是提高風電光伏并網質量，包括削峰填谷、計劃跟蹤出力、平抑波動和調峰調頻，主要收益體現在降低棄風棄光限電比例、獲得電網多購電承諾或者降低被電網考核的風險。
電網側領域
電儲能應用于電網調頻/調峰是全球電力行業發展的重要趨勢。
一種模式是儲能與火電機組捆綁，提供調頻輔助服務。該模式可確保發電系統調節性能快速精確，可提高傳統火電機組調頻效果20倍以上，并可以大幅提高電力系統整體調頻能力和效率。
另一種模式是新建大規模儲能調峰/調頻電站（不包含傳統的抽水蓄能）。這兩種模式都依賴于儲能參與調頻/調峰的市場機制和價格。
用戶側領域
一種模式是分布式光伏系統配置儲能裝置或者其他包含儲能裝置的分布式電站。該系統可以實施削峰填谷、提高分布式電站自發自用水平進而節省電費，商業運營前提是存在合理的峰谷差電價或者適當的儲能補貼。
另一種模式是儲能參與多能互補、能源互聯網、新能源微網或電能替代項目，這類項目需充分評估項目技術經濟性，綜合測算投資收益。
動力電池參與儲能應用
動力電池參與儲能應用是另外一個潛在的特殊領域。主要有三種模式。
一是電動汽車與電網互聯，通過智能充電系統和商業激勵機制優化充電行為，實現削峰填谷以支撐可再生能源大規模接入，同時減輕電動汽車集中充電對電網造成的沖擊。目前一些大型汽車廠商和動力電池廠商已開始商業化應用試點。
二是實現動力電池的梯次利用，電動汽車企業、動力電池企業、廢舊電池回收企業和儲能系統集成商等相關方可以通過各種合作方式，搭建MW級儲能電站、備用電源、虛擬電站等為電網提供輔助服務。
三是電動汽車充電站實施儲能應用。未來綜合性充電站往往具備充換儲放一體化功能，自身就帶有儲能系統，通過智能管理和調度系統可廣泛參與到發電側、電網側和用戶側各領域的儲能需求之中。
目前，受制于技術、成本和補償機制的不足，三大應用領域均只處于大規模商業應用的前期，以發電側的應用居多，不過用戶側的增速最大。根據CNESA（中國能源研究會儲能專委會）統計，2017年中國新增投運的電化學儲能項目，用戶側的新增裝機規模最大，占比59%；其次是發電側，主要集中于集中式可再生能源并網領域，占比接近25%；其余為電網側，主要集中于輔助服務領域，占比16%。從各類應用領域中的技術分布上看，集中式可再生能源并網領域中，鋰離子電池占比最大，為83%。輔助服務領域中，全部應用的是鋰離子電池。用戶側領域中，鉛蓄電池占比最大，為77%。從總體新增規模上看，鋰離子電池所占比重略高于鉛蓄電池。
中國儲能市場預測
近幾年電化學儲能的成本下降較快，部分地區儲能參與調峰已經開始接近于市場化水平。目前電化學儲能主要受政策推動，運用于集中式可再生能源并網、輔助服務和用戶側等三個領域，一旦合理補貼政策落地，將激發電化學儲能的快速發展。隨著風電、光伏發電的大規模接入電網，我國對儲能的需求將大幅增加，風電和光伏發電+儲能系統的度電成本將隨著政策和技術的推動而逐步與煤電成本展開競爭。中國未來幾年的儲能市場將會有長足的發展。
據CNESA統計，截至2018年第三季度，國內新投運電化學儲能裝機259.9兆瓦，全球新投運電化學儲能裝機1111兆瓦，我國新投運電化學儲能裝機占全球比重23.34%。預計2018年全年我國新投運的電化學儲能裝機或將達到559.9兆瓦，相比2017年全年新投運的121兆瓦，裝機規模呈現快速增長之勢。CNESA預計到2020年底累計裝機可達178萬千瓦。
中國儲能最新發展現狀
儲能行業2018年在一系列新頒布的儲能政策支持下，發展迅猛，中國成為全球儲能的熱門市場。多省百兆瓦儲能項目成功規劃落地、實施，儲能調頻項目如雨后春筍集中亮相，光儲充、微電網等用戶側園區項目遍地開花，電化學儲能裝機規模翻倍式增長。
《北極星儲能網》最近回顧了2018年中國儲能市場的最新發展，總結了政策層面和產業層面的10大事件：
相關閱讀：年度總結丨2018儲能行業十大事件
1《南方區域電化學儲能電站并網運行管理及輔助服務管理實施細則(試行)》發布
南方區域電化學儲能并網細則適用于南方區域地市級及以上電力調度機構直接調度的并與電力調度機構簽訂并網調度協議的容量為 2MW/0.5 小時及以上的儲能電站。儲能電站根據電力調度機構指令進入充電狀態的，按其提供充電調峰服務統計，對充電電量進行補償，具體補償標準為 0.05 萬元/兆瓦時。
2國家發改委發文鼓勵完善峰谷電價形成機制，促進儲能發展
國家發展改革委發布關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見。意見中要求完善峰谷電價形成機制。通過鼓勵市場主體簽訂包含峰、谷、平時段價格和電量的交易合同。利用峰谷電價差、輔助服務補償等市場化機制，促進儲能發展。利用現代信息、車聯網等技術，鼓勵電動汽車提供儲能服務，并通過峰谷價差削峰填谷獲得收益。
3多省市發布電力輔助服務細則，儲能調峰調頻作用凸顯
《寧夏電力輔助服務市場運營規則(試行)》提出電儲能裝置可參與調峰獲得補償，《廣東調頻輔助服務市場交易規則(試行)》，指出第三方輔助服務提供者指具備提供調頻服務能力的裝置，包括儲能裝置、儲能電站等；容量為2MW/0.5小時及以上的電化學儲能電站是廣東調頻市場補償費用繳納者之一?！栋不针娏φ{峰輔助服務市場運營規則(試行)》，意見稿中明確指出電力調峰輔助服務市場包含電儲能調峰交易，電源側發電企業計量出口外的電儲能設施、用戶側的電儲能設施、以及充電功率1萬千瓦及以上、持續充電時間4小時及以上的獨立電儲能設施均可作為獨立市場主體參與安徽電力調峰輔助服務市場。陜西、內蒙古、河南、四川等地陸續均有發布政策鼓勵儲能參與電力輔助服務。
4動力電池回收走入正軌，梯次利用儲能市場孕育中
國家工業和信息化部、科技部、環境保護部、交通運輸部、商務部、質檢總局、能源局聯合發布了新能源汽車動力蓄電池回收利用試點實施方案，要求構建回收利用體系，探索多樣化商業模式，鼓勵產業鏈上下游企業進行有效的信息溝通和密切合作，以滿足市場需求和資源利用價值最大化為目標，建立穩定的商業運營模式，推動形成動力蓄電池梯次利用規?；袌觥ｋS后國家工信部公開了第一批回收利用企業名單。
5720MWh，全國首個國家網域大規模儲能項目獲批
國家能源局復函同意甘肅省開展國家網域大規模電池儲能電站試驗示范工作。項目將按照“分期建設、分布接入、統一調度”的原則實施，選址在酒泉、嘉峪關、武威、張掖等地建設。一期建設規模720兆瓦時，電站儲能時間4小時，計劃2019年建成。
6江蘇、河南電網側項目順利并網
6月16日，由國家電網公司部署、國網河南省電力公司組織、平高集團有限公司投資建設、洛陽供電公司承建的河南電網100兆瓦電池儲能首批示范工程——洛陽黃龍站首套集裝箱電池儲能單元一次并網成功。6月21日，江蘇省首個電網側儲能項目——建山儲能電站在鎮江丹陽成功并網，迎峰度夏前100MW儲能項目全部成功投運。11月20日，深圳供電局110千伏潭頭變電站儲能裝置一次并網成功，成為南方電網首個并網送電的電網側儲能電站。
7國內最大發電側儲能項目并網
2018年12月25日上午11時16分，國內最大的發電側電化學儲能項目，海西州多能互補集成優化示范工程50MW/100MWh的磷酸鐵鋰電池儲能項目順利并網發電。
8商業用戶側儲能項目扎堆江蘇
2018年1月南都電源接到國網江蘇省電力公司無錫供電公司下發的無錫新加坡工業園智能配網儲能電站《并網驗收意見書》，標志著該項目得到國家電網正式批準，即日起全容量并網運行。該項目安裝了江蘇省第一只儲能用峰谷分時電價計量電表，并成為首個接入國網江蘇省電力公司客戶側儲能互動調度平臺的大規模儲能電站。該電站是首個依照江蘇省電力公司《客戶側儲能系統并網管理規定》并網驗收的項目。隨后5月，國網江蘇能源、南都電源與鎮江新區材料產業園6家重點企業，集中簽訂了分布式儲能項目合同，標志著由國網江蘇電力主導實施的全國最大規模用戶側分布式儲能項目正式在鎮江落地。
9江蘇同里綜合能源服務中心建成投運
10月18日，由國家電網有限公司打造的同里綜合能源服務中心建成投運，15項世界首臺首套能源創新示范項目悉數亮相。在國家能源發展大會上吸引了來自海內外能源專家的目光與認可。
10一系列國家標準制定完成將開始實施
《電力儲能用鋰離子電池》2019年1月實施，《電力儲能用鉛炭電池》2019年1月實施，《電化學儲能系統接入電網技術規定》2019年2月實施，《電動汽車充換電設施接入配電網技術規范》2019年1月實施，《電力系統電化學儲能系統通用技術條件》2019年2月1日起實施，《電化學儲能電站運行指標及評價》2019年2月起實施。
儲能發展面臨的挑戰
儲能技術仍在發展中，新型儲能產業主要技術瓶頸有：壓縮空氣儲能中高負荷壓縮機技術，我國尚未完全掌握，系統研發尚處在示范階段；飛輪儲能的高速電機、高速軸承和高強度復合材料等關鍵技術尚未突破；化學電池儲能中關鍵材料制備與批量化/規模技術，特別是電解液、離子交換膜、電極、模塊封裝和密封等與國際先進水平仍有明顯差距；超級電容器中高性能材料和大功率模塊化技術，以及超導儲能中高溫超導材料等尚未突破。另外，一些新型儲能技術的研究和知識產權布局沒有得到足夠的重視和支持。從技術角度來看，關鍵材料、制造工藝和能量轉化效率是各種儲能技術面臨的共同挑戰，在規模化應用中還要進一步解決穩定、可靠、耐久性問題，一些重大技術瓶頸還需要持之以恒的解決。另外，國內精密材料、高端前沿材料的加工工藝跟美國、日本差距很大，商用產品的開發技術也是短板。
標準是技術實現產業化的基礎，也是支持行業健康發展的重要因素。國內外新型儲能方面的標準尚處于探索階段，標準數量很少，標準體系的建立剛剛起步。各個國家都在積極制定儲能標準，我國也應加快儲能標準的制定工作，緊跟國際標準的步伐，在國際標準中爭取更多話語權，爭取將我國的技術、示范項目技術成果納入國際標準中，避免出現標準滯后于市場的現象。另外，由于相關技術標準的缺失，新型儲能裝置在生產和應用各個環節，如儲能裝置的設計、招投標、制造、驗收、接入試驗與調試、設備交接以及運行維護等方面存在諸多不便。我國在新型儲能領域已經開展了大量科研與實踐活動，具有了一定的技術積累與應用經驗，初步具備了建立儲能技術標準體系的基本條件。制定新型儲能技術產業鏈各個環節的技術標準，推動新型儲能技術標準化建設工作，是實現儲能產業規?；?、工程化應用的先決條件。
國家發展改革委于2017年發布的《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》（發改能源〔2017〕1701號）中提出要完善儲能產品標準和檢測認證體系。建立與國際接軌、涵蓋儲能規劃設計、設備及試驗、施工及驗收、并網及檢測、運行與維護等各應用環節的標準體系，并隨著技術發展和市場需求不斷完善；完善儲能產品性能、安全性等檢測認證標準，建立國家級儲能檢測認證機構，加強和完善儲能產品全壽命周期質量監管。建立和完善不合格產品召回制度。
保險業如何行動
儲能市場的蓬勃發展推動了新能源行業帶來的新的發展，同時給保險行業帶來了新的發展機遇。儲能行業作為新型的行業給保險行業帶來了新的“風險池”，比如傳統風險之外的新風險如儲能系統的質量及效能保證保險以及相關責任保險等，儲能行業巨大的規模帶給我們保險行業一片“藍海”。但我們必須清醒地認識到在這片“藍海”中隱藏的風險和挑戰，新材料、新技術、新工藝不斷涌現，新技術推動了儲能效能的不斷提高但同時新技術帶來了相應的技術風險，持續演進的技術挑戰著核保人利用歷史數據進行風險評估的傳統核保模式。
面對儲能復雜的技術路線和不斷演進的技術，（再）保險行業應積極跟進儲能行業技術的發展，積極與檢測認證機構合作開展儲能技術/生產/產品質量的認證程序制訂和認證的實施過程，依托第三方認證機構解決儲能系統的設計和系統安全風險評估。
針對儲能系統的效能，（再）保險行業應積極和儲能相關科研機構合作探索設計針對不同路線、不同系統和不同材料/設備的加嚴測試標準，并與相關實驗室合作進行相關加嚴測試了解儲能系統的長期效能。目前的挑戰是儲能行業還沒有行業公認的加嚴測試標準，這需要（再）保險行業主動進行這方面的技術投入。通過加嚴測試了解系統的長期可靠性失效模型和失效損失程度對保險產品開發和保險條件設定至關重要。
針對儲能系統的質量可靠性和一致性，（再）保險行業需要主動加強和相關行業產品質量審核機構合作，進行綜合工廠審核確保制造商能持續生產出高質量的設備和系統。
0 條