电网的最大特点之一就是电源和负荷需要满足功率的实时平衡。这一特点为电力市场机制的设计、电力系统安全稳定运行以及多种形式的电能应用带来了极大挑战。通过大容量、高效的储能设备实现有效的能量存储，可以使很多传统难题迎刃而解，提高电网运行的灵活性和可靠性。主要体现在：消除新能源发电的波动性，提升吸纳新能源并网的能力;降低负荷峰谷差，提升电力设备利用率;提高供电可靠性和改善电能质量;促进微电网的发展;充当高效的车载电源，促进电动汽车的发展。
常规储能，例如抽水蓄能在电力系统中的应用较多，而新型储能系统多为小型、分布式、模块化，更适合接入配电网和用户侧，目前处于起步阶段。从单个储能设备角度看，可看作独立的有功/无功四象限灵活调节的电源或负荷，其需要什么样的接口或功能可以更加简单友好地和配电网运行调度衔接，或更好地为配网侧的重要负荷和分布式供能提供辅助? 从电网角度看，当配用电侧大量接入分布式储能或分布式电源，尤其对大规模的储能进行集群化控制后，从量变到质变，对于电网的规划、建设、运维会有什么样的影响?对于供电可靠性、电能质量、经济性运行、设备利用率等指标会产生哪些根本性的改变?如何满足可再生能源大规模接入、电力系统调峰和分布式供能接入电力系统的需求? 这些都是储能走向产业化、规模化发展迫切需要回答的问题。
目前，电池储能设备造价偏高，性价比较低，有些电池储能技术成熟度还不高，同时受政策环境、价格机制、投资回报机制等制约，在电力系统中推广应用电池储能技术的条件还未成熟。因此，目前以电池储能系统的试点应用和接入系统关键技术的研究为主攻方向，以试点工程为成果展示平台，以前瞻性研究为储能技术可持续发展的驱动力，通过自主创新掌握电池储能系统的核心技术，并推动示范工程的应用和逐步推广。在试点工程中，积累电池储能站运行维护经验，逐步明确电池储能系统的技术经济指标和评价标准，培养相关专业技术人才，研究与掌握大容量电池储能系统集成控制和接入电网技术，制定电池储能系统相关技术标准和管理标准，为今后电池储能技术的大规模推广应用奠定基础。
南方电网储能技术的实践
南方电网公司从2010年起，开展大规模储能技术的研究和示范，并重点建设了深圳宝清电池储能站、贵州安顺集装箱式电池储能站和分布式模块化储能车。
深圳宝清电池储能站是我国建成的首座兆瓦级电池储能站，目前已投运6兆瓦/18兆瓦时，设计应用的电网功能包括削峰填谷、孤岛运行、系统调频、系统调压、热备用、阻尼控制、电能质量治理和间歇式可再生能源并网控制。电池储能站运行方式可分为手动计划曲线控制和高级应用优化运行控制方式。目前电池储能站运行方式为计划曲线方式(两充两放模式)。削峰填谷作为储能电站日常运行的主要功能，孤岛运行、系统调频、系统调压作为应对紧急情况的辅助功能。其中，系统调频分为日常运行的AGC功能和紧急情况下的一次调频，无功支撑分为日常运行的AVC功能和紧急情况下的动态无功支撑，孤岛运行因现场缺乏线路和负荷条件暂不实施。全站综合效率80%，储能系统最优效率达88%;现场试验表明储能站可以降低接入主变负荷峰谷差约10%，可调节10千伏接入母线频率±0.015赫兹(0.3%)，电压±0.2千伏(2%)。2012年3月对电池长期运行的衰减情况进行了测试，运行一年多的电池经过循环充放电约300次后，电池单体容量衰减约4%，电池模块容量衰减约8%，符合预期。
贵州安顺电池储能站主要示范了储能系统在配网末端的应用，以解决馈线供电半径过长、电压过低的问题。集装箱式储能站容量为70千瓦/140千瓦时，投运后10千伏配变高峰负荷时的负载率由原来的130%下降到现在的60%，用电高峰时段首末端电压分别提高了9%和21%。用户侧单相电压则由原来的175伏提高到了216伏，电压质量大幅提高，配变重载或过载问题得到了有效解决，同时有效降低了配网网损。
通过储能站的示范应用，我们逐步认识到电池储能技术的发展应该走分布式模块化的道路。移动式储能车具有占地面积小、存储容量灵活可调、模块化集成度高、可即插即用、易于移动、不受地理环境制约、能灵活选择安装地点等特点，具有广阔的应用前景。第一，在大、配电网中可发挥储能系统的八大高级应用功能，包括：削峰填谷、系统调频、事故备用、无功支持、新能源配合、孤网运行、黑启动及电能质量治理。第二，在土地资源较为稀缺的科技园区、城市配网以及边远山区、海岛等微网系统，可将储能车布置在电网末端用电环境比较恶劣的地点，发挥占地面积小和安装快捷简便的优点。第三，可以作为移动式应急电源，用于电力抢险、野外作业、抢险救灾、突发事件处理、临时接电等情形，模块化的设计使其便于移动，且与市电或待供负荷可插拔式连接，支持多台机组自动协调并列运行，以满足负荷需求。第四，电动汽车用的电池和现有电池储能站所用电池是同一技术，电动汽车电池不仅可以在汽车中发挥作用，更可以作为分布式储能站充分发挥储能在电网中的作用，在不增加成本的同时，达到资源的最大利用。
储能在配电网中的应用模式及技术经济分析
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。
面临的问题及发展建议
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。
在政策上，建议相关部门积极研究以下方面：
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，又有显著的减排效果，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。
