浅谈储能行业发展前景，储能行业案例分享

储能主要分为物理储能、化学储能、电磁储能以及相变储能等几大类。

一.储能行业的发展趋势

1.1 安全与管理

人工智能将在新型储能领域得到更广泛应用，在技术研发方面可对储能材料性能进行更精准模拟和优化；在安全运维方面，借助相关技术监测评估电池运行状态，对早期故障进行识别和预警；在光储场站管理中，可准确预测并配置策略、平衡源网荷储，提升经济效益。

1.2 应用场景

场景多元化：新型储能应用将从电源和电网侧储能以及用户侧储能两个维度实现多元化发展，海上风电、海上光伏等新能源配储，电动飞行汽车、电动飞机等低空经济相关交通电动化，“光储充换检" 综合性充换电站等车网互动场景，都将迎来新的市场机会。

光储融合加速：光伏、风电等可再生能源存在间歇性、波动性等问题，在并网稳定性的要求下，光储深入融合创新将进入提速阶段，光储供电也将在更广范围、更多场景中实现商业闭环。

1.3 市场竞争

随着储能市场的快速发展，市场竞争将更加激烈，行业集中度可能会进一步提高。具有技术优势、成本优势、品牌优势和渠道优势的企业将在市场竞争中占据更有利的地位，而一些技术落后、成本较高的企业可能会面临被淘汰的风险。

二. 储能行业发展前景展望

储能行业的发展前景广阔，主要得益于技术进步、政策支持和市场需求的推动。以下是几个关键因素和发展趋势：

2.1. 技术进步

• 电池技术：锂离子电池、固态电池、液流电池等技术不断进步，提升了储能系统的能量密度、安全性和寿命。

• 成本下降：技术进步和规模化生产使储能系统的成本持续降低，增强了其经济性。

2.2 政策支持

• 政府激励：各国通过补贴、税收优惠等政策推动储能行业发展，如美国的ITC和中国的“十四五"规划。

• 可再生能源目标：为实现碳中和，各国大力支持可再生能源，储能作为其重要支撑，需求随之增长。

2.3. 市场需求

• 电网稳定性：储能系统可平衡电网负荷，提高稳定性，减少对化石能源的依赖。

• 电动汽车：电动汽车的普及带动了储能需求，尤其是电池技术的进步。

• 分布式能源：家庭和工商业对分布式能源的需求增加，储能系统成为重要组成部分。

2.4. 应用场景扩展

• 电网级储能：用于调峰、调频和备用电源，提升电网稳定性。

• 工商业储能：帮助企业和工厂降低电费，提高能源利用效率。

• 家庭储能：与太阳能系统结合，实现自给自足，减少电费支出。

2.5 投资与市场增长

• 投资增加：储能行业吸引了大量投资，推动了技术创新和市场扩展。

• 市场规模扩大：预计未来几年全球储能市场将快速增长，尤其是中国、美国和欧洲。

2.6 挑战与机遇

• 技术瓶颈：如电池寿命、安全性和回收问题仍需解决。

• 政策不确定性：政策变化可能影响行业发展。

• 市场机遇：随着技术进步和成本下降，储能将在更多领域得到应用。

储能行业前景光明，技术进步、政策支持和市场需求将共同推动其快速发展。尽管面临一些挑战，但整体趋势向好，未来有望在全球能源转型中发挥关键作用。

三.  安科瑞储能项目案例分享

3.1 浙江宁波某铜业-分布式储能 10MW/20MWh 10kV并网

项目背景：国电投宁波XXX公司租用浙江省宁波某铜业厂区空置地带，租赁面积800平方米投资建设储能电站系统，综合考虑项目建设成本及发电系统效率，拟采用3.2V/280Ah磷酸铁锂电池，电池集装箱经同一储能单元内的储能升压一体机完成交直流转换和变压，各单元的变流升压一体机拟接入场地周边铜业变的10kV侧母线。共设7面高压柜，分别为进线断路器柜（2面）、储能并网柜、储能接入柜、PT柜、计量柜、站用变柜。

项目概况：本项目建设规模为10MW/20MWh，由4套2.5MW/5MWh储能系统组成，通过2回10kV线路接入铜业变10kV的Ⅰ、Ⅱ段母线，每回路带2套2.5MW/5MWh储能设备。

该项目采用“削峰填谷"运营策略模式，利用电池储能在低谷时段充电，在尖峰时段放电，实现峰谷套利，降低企业最大需量，减少基础电费，大大降低工业用户用电成本。

系统组网：储能站配置一套综合自动化系统，实现控制、监视、测量等功能。由站控层，间隔层和网络层设备构成，采用分层、分布、开放式网络系统实现连接。主要采集1#、2#专线内电力数据，两个站分别部署就地保护装置、安全自动装置屏（防孤岛保护、故障解列装置、电能质量在线监测装置），数据采集后经调度数据网，光传输通道上传宁波调度中心。

储能站配置一套站端储能管控系统（EMS），通过采集电池组、PCS的实时数据，实现储能系统的实时监测和控制，满足电网调峰调频需求和电网安全稳定运行。配置一套远方电能量传输系统，采集现场的电量实时数据，满足电能量信号远方传输

界面展示：

一次监测界面 一次监测界面

动环监动环监控界面 动环监控界面

3.2 浙江嘉兴某实业 分布式储能 5MW/10MWh 10kV并网

项目背景:嘉善XXX新能源公司成立于 2019 年 ,经营范围包括清洁能源项目开发、建设、运营；供水、供电、供冷、供热及燃气供应；售电服务；输配电工程设计、施工 和监理；电动汽车、船舶充电设施建设与运营服务；汽车租赁服务；新能源产品的研发、销售、租赁；新能源技术开发、技术咨询、技术培训；综合能源管理系统的开发、销售和运营；环保项目的开发、建设和运营；市政建设工程。

储能电站接入厂区属于某实业股份有限公司，位于嘉善县晋亿实业厂区内，上市企业。主要经营范围包括生产销售紧固件、钨钢模具、五金制品、钢丝拉丝、铁道扣件， 公司拥有各类进口自动化生产及检测设备一千余台套，用电负荷较大。

配电房现状: 某实业股份有限公司厂区内建设有35kV配电房1座，变压器2台，容量为12500kVA+5000kVA，1#主变容量12500kVA，2#主变容量5000kVA，10kV采用单母分段接线模式。配电房电源由220kV东云变35kV晋流683线电缆接入供电。

负荷方面，2023年公司年较大下送功率约14.4MW，最大负载率约为82.44%，年平均负载率约68.57%。电源方面，目前有5.03MWp光伏接入10kV I段母线上，通过1#主变上传至35kV晋流683线。储能方面，目前没有储能接入。

项目概况：本期嘉善XXX新能源公司拟在嘉善县某厂区内空地新建一期规模为 5MW/10MWh 的 锂电池储能系统。储能规模 5MW/10MWh，接入公司配电房 10kV 母线。储能平时用以给厂区日常生产负荷削峰填谷，运行模式为每天固定时间“两充两放"， 充电时间为 0:00-7:00、11：00-13:00，放电时间为 9:00-11:00、 15:00-17:00，正常情况下储能系统所发电量“自发自用，不上网"。 储能系统可接受电网调控。项目计划于 2024 年建成投产。

本工程配置储能 容量为186kW/372kWh的磷酸铁锂储能一体柜27台，3000kVA 变压器1台，2500kVA变压器1台，并建设一座10kV开关舱。本次15套186kW/372kWh的磷酸铁锂储能一体柜接入1台3000kVA 升压变，12套186kW/372kWh的磷酸铁锂储能一体柜接入1台 2500kVA升压变。将直流电逆变为 690V交流电，最后升压变高压侧以10kV电压等级接入2座10kV开关舱的进线柜。

本期储能并网点以及公共连接点（公司配电房）各装设满足IEC 61000-4-30-2003 和 GB/T 19862-2005 的 A 类电能质量在线监测装置。用户总配电房10kV母线侧配置故障解列装置，动作跳总配电房10kV储能接入柜开关。用户10kV总配电房进线柜需配置阶段式方向过流保护，进线柜配置逆功率保护装置，储能接入柜需配置阶段式方向过流保护。配置防孤岛保护装置 2 套。储能系统应具备防孤岛保护功能，并在非计划孤岛情况下，应在 2s 内与电网断开。储能站侧配置频率电压紧急控制装置 2 套

系统拓扑：本项目储能电站为全部自用 10kV 电压等级接入，根据相关规定要求，应建立调度关系。将并网点设备状态、并网点电压和电流、系统有功 功率和无功功率等，并上传至配网调度部门。

储能电站远动装置与站内计算机监控系统统一考虑，远动装置按1套配置，并优先选用装置型，具有与调度自动化系统交换信息的能力，远动信息满足“直采直送"。信息传送方式按需求设置，满足电网 调度自动化系统的有关要求。储能电站接入系统后，接入嘉善调度。远动规约采用IEC60870-5-104 规约。

控制策略：储能电站拟接入公司，在电价处于峰价时放 电，电价处于谷价时充电，每天固定时间两充两放，充电时间为 0:00-7:00、11：00-13:00，放电时间为 9:00-11:00、15:00-17:00，通 过峰谷差价回收投资，正常方式下所发电量自发自用，余电不上网。

设计储能充放电原则是在尖峰时段全部放电，高峰时段根据负荷情况调整储能变流器功率，保证储能电池电量全部消纳。为防止电池充电过程中配变负荷过大超过限额，或者正常 运行时配变负荷过小导致储能放电上送，对配变负荷进行实时监 测，为储能系统设定充/放电负荷限值 P 充和 P 放。 电价处于谷价且 P 配变＜P 充时，储能系统进行充电；电价处于峰价且 P 配变＞P 放时，储能系统进行放电。

储能电站具备恒功率控制、恒功率因素控制和恒充电/放电电流 控制功能，能按照计划曲线和下发指令方式连续运行。在储能变流器额定功率运行范围内具备四象限功率控制功能。本工程电池充放电倍率按 0.5C 设计，电芯充放电深度为90%。储能电站充/放电响应时间不大于2s，充/放电调节时间不大于3s， 充电到放电转换时间、放电到充电转换时间不大于2s。

功率控制 ：储能电厂一次调频功能由稳定协调控制器实现，实时监测并网点的频率，当电网侧频率超出调频死区范围时，主动实施一次调频控制，稳定协调控制器应在电化学储能电站可调容量允许的范围内实施调频。在电网侧频率在49.92Hz 至50.2Hz 范围内时，电化学储能电站一次调频功能宜通过设定频率与有功功率折线函数实现。

储能电站应具备自动发电控制（AGC）功能。电站通过数据通信网关机接收调度主站的调节指令，并通过协调控制器（CCU）控制储能电站各PCS 的有功功率，参与电网频率和电压调节，其调节方式、响应速率应满足电网调度机构的要求。AGC 功能应自动闭锁相应PCS 或退出运行，正常后解锁并恢复调节。

储能电厂动态调压功能由稳定协调控制器实现，目标电压宜选择并网点电压，当电压变化超出调压死区范围时，主动实施动态调压功能，应在电化学储能电站可调无功容量的范围内实施调压。动态调压功能宜采用电压与无功功率下垂的折线函数方式，等效实现具有调差功能的恒电压闭环控制模式。具备动态无功补偿装置投/退AVC 调节功能，PCS 投/退AVC 调节功能，以及全站AVC 整体投/退功能。

3.3 河南岷山环能高科分布式储能 17.25MW/33.5MWh 10kV并网

项目背景：本工程储能系统为终期17.25MW/33.5MWh容量的储能，拟采用3.45MW/6.7MWh-1500V液冷系统标准储能单元5套，电池采用磷酸铁锂铝壳电池。每个3.45MW/6.7MWh磷酸铁锂储能子系统通过一台箱逆变一体机升压至10kV后汇流，经由10kV电缆集电线路接入升压站10kV配电装置。

本工程包含5套储能单元（10套3.35MWh电池预制舱、5套3.45MW/3.45MVA升压变流预制舱）、1套EMS系统，1套一次舱和1套二次舱等组成。

项目概况：本工程配置储能 容量为17.25MW/33.5MWh容量的储能，3450kVA 变压器5台，并建设一座10kV开关舱、一座二次仓。最后升压变高压侧以10kV电压等级接入原配电系统。本次原有10kV配电室到储能一次仓之间配置光纤差动保护、防逆流保护装置；储能一次仓储能并网柜配置安全自动装置屏（放置于二次舱室），含防孤岛保护、电能质量监测装置、故障解列装置、公共测控装置。储能一次仓其他回路配置线路保护、站用变保护等。

本期储能并网点装设满足IEC 61000-4-30-2003 和 GB/T 19862-2005 的 A 类电能质量在线监测装置。用户总配电房10kV总进线配置主从机防逆流保护装置，当市电出现逆功率时可以通过主机采集逆功率值，并经过逻辑运算后将逆功率跳闸命令通过光纤传输到从机，用从机跳开储能并网柜开关。

系统拓扑：本项目储能电站为全部自用 10kV 电压等级接入，根据相关规定要求，应建立调度关系。将并网点设备状态、并网点电压和电流、系统有功 功率和无功功率等，并上传至配网调度部门。

储能电站远动装置与站内计算机监控系统统一考虑，远动装置按1套配置，并优先选用装置型，具有与调度自动化系统交换信息的能力，远动信息满足“直采直送"。信息传送方式按需求设置，满足电网 调度自动化系统的有关要求。储能电站接入系统后，接入安阳调度。远动规约采用IEC60870-5-104 规约。

配置方案：原有10kV配电室到储能一次仓，配置光纤差动保护，2对；

原有10kV配电室总进线柜，配置主从机防逆流保护装置，1套；

储能一次仓储能并网柜，配置安全自动装置屏（放置于二次舱室），含防孤岛保护、电能质量监测装置、故障解列装置、公共测控装置。储能一次仓其他回路配置线路保护、站用变保护等。

储能二次舱，配置公共测控屏，含公用测控装置、对时装置等。配置监控主机屏，含储能电站监控系统一套、微机五防系统一套、 AGC/AVC系统一套。配置远动通讯屏，含通讯管理机、远动网关、交换机、纵向加密、路由器、网安等设备。配置一体化电源一套，含交流屏、直流屏、蓄电池屏。

储能一次及二次舱，配置环境辅控系统一套，含球机、烟感、水浸、温湿度、硬盘录像机、交换机等。