用户侧电储能

蓬勃发展之势。 而2019年，整个发展形势发生了转变。先是2019年5月，国家发展改革委、国家能源局发布《输配电定价成本监审办法》，规定抽水蓄能电站和电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本。随后
体系不健全，在电力辅助服务市场和用户侧的空间狭小，市场机制没有形成，储能的应用价值尚未得到合理补偿。 北德集团全球可再生能源高级副总裁须婷婷表示，我国储能产品制造商对于行业标准的解读与标准的实际要求

产业发展的指导意见》出台，储能强势崛起，火储联合、电网侧、用户侧、水风光配套，一个个储能项目如雨后春笋般发展起来，推动2018年我国储能新增装机年增长率高达464.4%，这是储能小打小闹十年后的大爆发
空间进一步受到挤压。再是《输配电定价成本监审办法》规定电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本，国家电网公司发布文件规定不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设。又有蒙西电网

类的电储能技术中包含天合储能模块化可扩展高效储能一体化集装箱式储能系统、GTR飞轮储能装置、分布式多能互补储能型三端一体多反馈智慧型(冷)热联供系统等。 国家发改委：《省级可再生能源电力消纳保障
%。用户侧储能已超过公用事业规模储能的装机容量，其中韩国、澳大利亚、日本和德国增长最快。 BNEF 2019年，全球储能新增装机规模为2.7GW / 5.5GWh，电网侧与用户侧储能平分秋色。日本和德国

新能源开发商之一。 项目三：中天科技950MWh分布式用户侧储能电站 2019年2月25日，中天科技发布公告，拟发行不超过39.65亿元可转债，用以建设分布式储能电站项目、分布式光伏发电项目等。其中
，这表明，此前在电网侧储能高举高打的中天科技正式吹响了进军用户侧储能的号角。用户侧储能能否普及规模化应用,是储能真正爆发的重要体现,但目前商业化仍是困扰用户侧储能发展的最大难题,中天科技此举或将加快

直播会议上，中关村储能产业技术联盟秘书长刘为作了全球电储能发展研究为主题的报告。在报告中刘为从调峰、调频和用户侧对当前全球储能市场发展的动向做了简要介绍。 在调峰方面，从对全球储能市场的长期追踪来看
服务成本的降低，说明储能能够有效的支撑未来可再生能源大幅度增长之后，系统对于辅助服务资源的一个需求，而且这些需求还是可支付的。 在用户侧储能方面，储能同样也是在潜移默化的改变着用户及其用能的方式

、液流、钛酸锂、阀控铅酸等多种技术路线，每年可以提升200小时的利用小时数，有效解决了新能源的消纳问题。近年来，还有青海共和光伏发电储能项目、鲁能集团海西州多能互补集成优化示范工程等大量新能源配套储能
已达到3%，考虑负荷年增长率2%，若增配0.3万千瓦储能设备，可将馈线改造扩容时限推迟三年。 2.3 用户侧储能：峰谷套利是主流，节约基本电费与辅助服务是补充 2.3.1 峰谷套利是当前用户侧

数据未出，但行业整体发展不及预期。为什么出现储能市场新增装机突然下滑?业内人士表示，造成储能发展减速的原因很多，主要表现在电网侧和用户侧两大领域。 中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇
表示，从电网侧来看，2019年5月底，国家发改委印发的《输配电定价成本监审办法》提出，抽水蓄能电站、电储能设施不计入输配电定价成本。随即，国家电网在2019年上半年工作会上首次明确暂缓电网侧大规模

。储能的充放电在绝大多数情况下有助于缓解而非加重线路阻塞，其充放电定价机制理应与传统发用电资源区别对待。又如，目前国内辅助服务费用主要由发电方承担，未来或传导至用户侧，纳入发用电资源的储能势必分摊相关
将其纳入输配电投资组合;与此同时，纳入输配电价的储能若在非输配电服务时段提供了其他类型的功能，也理应得到相应市场的经济补偿。 三、引入第三方储能服务实现价值叠加 第三方储能服务是解决输配电储能(同一

。储能的充放电在绝大多数情况下有助于缓解而非加重线路阻塞，其充放电定价机制理应与传统发用电资源区别对待。又如，目前国内辅助服务费用主要由发电方承担，未来或传导至用户侧，纳入发用电资源的储能势必分摊相关
将其纳入输配电投资组合;与此同时，纳入输配电价的储能若在非输配电服务时段提供了其他类型的功能，也理应得到相应市场的经济补偿。 三、引入第三方储能服务实现价值叠加 第三方储能服务是解决输配电储能(同一

《输配电定价成本监审办法》明确指出，抽水蓄能电站、电储能设施不得计入输配电定价成本。电网企业推动建设储能项目的积极性明显降低，一批已经规划或者将要规划的电网侧储能项目无奈暂缓甚至取消。电网侧储能随即
工商业电价再降10%导致峰谷电价差变小、储能用户企业持续经营风险增加，辅助服务市场趋于饱和、调峰调频价格不断降低等诸多因素影响，用户侧和发电侧储能也呈现一片万马齐喑之势，全年新开工投运项目稀少。 与