随着双碳目标和新能源为主体的新型电力系统的推进，储能在电力系统中的作用愈发显著。国内外储能项目纷纷落地，储能规模在飞速上涨，相关上市公司在资本市场也都是YYDS。据CNESA统计，2020年国内电化学储能累计装机规模3.3GW，同比增长91.2%，随着今年各地大型独立储能的落地开花，超过去年的增长率应不是问题。
储能单位成本始终是大家关注的一个重要指标，据公开报道，国内某新能源场站配套储能的综合单位成本在1.7元/Wh左右，我们也看到在建设时期、充放电倍率、应用场景等条件相差不大的情况下，某些储能项目的综合成本却在2.4元/Wh左右，相差特别大。很多人会很疑惑，为什么会有如此之大的差距，诚然，不同项目建设模式、设备品牌、征地费用、其他费用等因素会造成建设成本的差异，但一个最重要的原因是因为 储能能量统计标准不一致。
以常规电厂来说，装机容量一般指发电机的额定功率，储能有功率和能量两个指标，同时不同的项目建设初期确定的考核指标不尽相同，导致项目备案的功率、能量背后有比较大的差异。 电芯能量、直流侧初始放电能量、储能变流器交流侧初始输出能量、并网点/公共连接点初始输出能量都可被理解为储能的能量，同时实际安装能量又与运行期内运行方式、充放电次数、电量保持率、考核年限、是否考虑站用电损耗、是否预留无功输出能力等多重因素相关。
电芯经串联或串并联后组成电池簇，多个电池簇并联后组成电池堆接入储能变流器直流侧，考虑一致性的因素，放电深度大概在93%左右，储能变流器将直流电压变换为交流电压，再经一级或两级变压器升压后接入电网，在放电的过程中同样产生功率和能量的损耗。
以某储能电站为例，电芯安装能量为100MWh，充放电倍率0.5C，110kV并网。 并网点的初始输出能量（估算）为： 100MWh 93%（放电深度） 98%（直流侧损耗） 98.5%（储能变流器效率） 98.5%（就地变压器、主变、线路损耗等）=88.4% ，站用电损耗假设按2.4%考虑，实际的初始输出能量为86MWh。可以看出，同样的一座100MWh储能电站，若按电芯能量考虑，电芯能量为100MWh；若按并网点容量考虑，电芯能量需要为116MWh。若再考虑运行期内运行方式、充放电次数、电量保持率、考核年限等，还需进一步的增配，例如假设考核按照10年充放电能量保持率85%考虑，按照每年平均2%的年衰减率，则需要额外再考虑5%的电池超配。对于一些考核周期10年以上的储能项目，还会考虑在运行周期内进行电池的更换或增补，此部分费用是否包含在初期的建设成本内也是造成单位造价差别大的因素。
对于储能电站能量的说法，目前国家和行业还缺乏统一的规定，由于考核点的不同等多重因素的差异，实际电芯安装能量差异较大，各种应用场景和考核方式对储能能量配置的需求点也各不同。在项目执行过程中，建议对电芯安装能量和考核点输出能量两个指标进行规定。
什么是储能电站
——原标题：2019年中国储能行业市场现状及发展前景分析 新能源汽车推广应用促进行业快速发展
系列政策加速出台推动储能行业发展
电网储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、能源互联网的重要组成部分和关键支撑技术。随着各国政府对储能产业的相关支持政策陆续出台，储能市场投资规模不断加大，产业链布局不断完善，商业模式日趋多元，应用场景加速延伸。在国内，系列政策的出台加速为储能产业大发展蓄势，行业到了爆发的临界点，储能的春天正在到来。
2018年全年中国电化学储能累计装机规模首次突破GW大关
据前瞻产业研究院报告统计数据显示，2011年中国电化学储能累计装机规模仅仅达40.7MW，并呈现逐年高速增长态势，2014年中国电化学储能累计装机规模突破100MW，截止至2017年中国电化学储能累计装机规模增长至389.8MW，同比增长45%。进入2018年底中国电化学储能累计装机规模首次突破GW大关，达到了1072.7MW，占全球电化学储能市场总规模的16.2%，同比增长175.2%。
2011-2018年中国电化学储能累计装机规模统计及增长情况
数据来源：前瞻产业研究院整理
(备注：2012年装机规模增速为9%)
据相关数据预测，2019年我国电化学储能累计装机规模将达到1.37GW，并预测在2023年我国电化学储能累计装机规模将达到3.38GW左右，2019-2023年均复合增长率约为25.30%。
2019-2023年我国电化学储能累计装机规模统计情况及预测
数据来源：前瞻产业研究院整理
未来中国储能累计装机规模将突破50GW
据数据显示，截至2016年底，我国储能累计装机规模为24.3GW，同比增长4.7%截至2017年底，储能累计装机规模为28.9GW，同比增长19%截至2018年底，储能累计装机规模为31.2GW，同比增长8%。预测2019年我国储能累计装机规模将达到34.6GW，并预测在2023年中国储能累计装机规模将突破50GW，达到了52.3GW左右，2019-2023)年均复合增长率约为10.88%。
2016-2023年我国储能累计装机规模统计情况及预测
数据来源：前瞻产业研究院整理
我国储能行业仍存在一些不足
——储能商业化模式尚未形成
目前储能成本高、经济性差，还因为储能电站盈利性不明显，融资也比较难，商业模式是储能产业发展的一大痛点。但即使目前储能产业政策尚未清晰，商业化模式尚未形成，储能产业的发展前景是可以预见的。目前技术水平高的储能企业不仅是作为投资方投资建设储能电站，同时还负责电站的整体运营，他们可以通过做示范，积累运行数据和经验，摸索出自身的商业模式来为日后实现规模化发展打下基础。
2、电力市场开放程度还有待提高
我国电力市场开放程度还不够高，储能的价值收益无法体现，储能的买单机制尚未形成，严重阻碍了储能产业的发展，目前储能尚未融入电力体系，很多储能项目是依靠峰谷价差来赚钱。储能的成本回收需要7-8年的时间，投资回报周期过长。
我国储能行业发展前景分析
——国家重点支持储能产业的发展
2017年9月发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》提出，“十三五”期间，要建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目研发一批重大关键技术与核心装备，主要储能技术达到国际先进水平初步建立储能技术标准体系，形成一批重点技术规范和标准探索一批可推广的商业模式培育一批有竞争力的市场主体。储能产业发展进入商业化初期，储能对于能源体系转型的关键作用初步显现。
要结合电力体制改革，研究推动储能参与电力市场交易获得合理补偿的政策和建立与电力市场化运营服务相配套的储能服务补偿机制。推动储能参与电力辅助服务补偿机制试点工作，建立相配套的储能容量电费机制。建立健全补偿监管机制，严惩违规行为。
同时要引导社会投资，研究建立程序简化、促进投资的储能投资管理机制，引导社会资本加快先进储能技术的推广应用。鼓励通过金融创新降低储能发展准入门槛和风险，支持采用多种融资方式，引导更多的社会资本投向储能产业。
2、国内储能市场前景广阔
目前我储能行业的处于刚刚起步，储能装机规模增长迅速。目前最具开发潜力的主要是风光电场、商业化削峰填谷电力项目、传统电厂和微电网项目等下游市场，在国家大力支持新能源发展的同时，弃风弃光的现象严重，而大型储能是解决弃风、弃光问题，实现可再生能源大规模发展的重要支撑技术，因此，下游需求的爆发式增长，国内储能市场前景广阔，使得储能的商业化应用也愈加迫切。
3、行业标准确立促进储能产业发展
随着储能相关技术的发展，越来越多的行业标准被确立，大大地促进了储能行业的发展。例如，中国电力科学研究院牵头编制的国家标准GB/T33589-2017《微电网接入电力系统技术规定》、GB/T33593-2017《分布式电源并网技术要求》、GB/T33599-2017《光伏发电站并网运行控制规范》获批发布，于2017年12月1日正式实施。三项国家标准的发布实施，将为规范光伏发电站的并网运行控制提供有效依据，为国内微电网和分布式电源产业的技术发展提供一定引导。
4、新能源汽车快速推广应用带动了储能行业的发展
《国家“十三五”规划纲要(草案)》提出，“十三五”全国新能源电动汽车累计产销量达到500万辆。在动力电池供不应求的局面下，比亚迪、力神、中航锂电、国轩高科、沃特玛等国内主要动力电池企业纷纷发布了投资扩产计划。此外，以猛狮科技、双登、南都电源为代表的铅蓄电池企业也在大力投资建设动力锂离子电池生产基地。而工信部发布《汽车动力电池行业规范条件(2017年)》(征求意见稿)，将锂离子动力电池单体企业年产能从此前《汽车动力蓄电池行业规范条件》中规定的“不低于2亿瓦时”调整为“不低于80亿瓦时”。因此，可预计未来锂电池企业还将迎来新一轮的投资扩产热潮，储能行业将能得到快速的发展。
更多数据来源及分析请参考于前瞻产业研究院发布的《中国储能行业市场前瞻与投资预测分析报告》，同时前瞻产业研究院还提供产业大数据、产业规划、产业申报、产业园区规划、产业招商引资等解决方案。
储能电站电压等级
储能电站可以对电力进行存储，在需要的时候释放，能够有效解决电力在时间和空间上的不平衡。储能电站技术的应用贯穿于电力系统发电、输电、配电、用电的各个环节。实现电力系统削峰填谷、可再生能源发电波动平滑与跟踪计划处理、高效系统调频，增加供电可靠性。通过发电端稳定发电设备输出，调节峰谷负荷，提高利用效率；通过配电端减少配电网容量需求，减缓电网阻塞，延缓配电网升级压力；通过用电端利用峰谷电价合理分配用电。储能电站安装储能设备来平滑可再生能源发电的波动性，可以缓冲其对电网的冲击；储能系统能够确保可再生能源电站按照计划进行出力，与区域内的其它发电设备协调，合理安排发电量，减少电能的损耗和浪费。同时储能电站的电池储能能让系统的响应速度达到秒级，通过快速的充放电及时调整出力，跟上电网负荷的变化，维持系统频率的稳定。储能设备可以在电力系统发生突发事故和电网崩溃时保障重要机构和部门的用电安全，与电力电子变流技术相结合，实现高效的有功功率调节和无功控制，快速平衡系统功率，减小扰动对电网的冲击。
华电对全钒液流电池储能电站的场地要求
电力系统电压等级有220/380v(0.4kv),3kv、6kv、10kv、20kv、35kv、66kv、110kv、220kv、330kv、500kv。随着电机制造工艺的提高，10kv电动机已批量生产，所以3kv、6kv已较少使用，20kv、66kv也很少使用。供电系统以10kv、35kv为主。输配电系统以110kv以上为主。发电厂发电机有6kv与10kv两种，现在以10kv为主，用户均为220/380v(0.4kv）低压系统。根据《城市电力网规定设计规则》规定：输电网为500kv、330kv、220kv、110kv，高压配电网为110kv、66kv，中压配电网为20kv、10kv、6kv，低压配电网0.4kv(220v/380v)。发电厂发出6kv或10kv电，除发电厂自己用（厂用电）之外，也可以用10kv电压送给发电厂附近用户，10kv供电范围为10km、35kv为20~50km、66kv为30~100km、110kv为50~150km、220kv为100~300km、330kv为200~60Okm、500kv为50~850km。
1、大型电化学储能电站站区场地设计标高应高于频率为1%的洪水水位或历史最高内涝水位。
2、中、小型电化学储能电站站区场地设计标高应高于频率为2%的洪水水位或历史最高内涝水位。
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