2022年12月16日，上海市發改委發布《關于進一步完善我市分時機制有關事項的通知》(滬發改價管〔2022〕50號)。通知明確上海分時電價機制，一般工商業及其他兩部制、大工業兩部制用電夏季（7、8、9月）和冬季（1、12月）高峰時段電價在平段電價基礎上上浮80%，低谷時段電價在平段電價基礎上下浮60%，尖峰時段電價在高峰電價的基礎上上浮25%，通知2023年1月1日起開始執行。

1 分時電價機制調整對儲能的影響

在我國新型電力系統中，新能源裝機容量逐年提高，但是新能源比如光伏發電、風力發電是不穩定的能源，所以要維持電網穩定，促使新能源發電的消納，儲能將成為至關重要的一環，是分布式光伏、風電等新能源消納以及電網安全的必要保障，也是削峰填谷、平滑負荷的合理手段。國家鼓勵支持市場進行儲能項目建設，據統計，截至目前，已有包括浙江、上海、廣東、江蘇、安徽、湖南、四川、陜西、山西、青海、重慶在內的全國多個省市出臺了具體的儲能補貼政策，明確規定了儲能補貼標準和限額。

比如上海對于備案且建成投運的用戶側儲能、分布式光儲、充換儲整體化等項目時長不低于2小時的，按照儲能設施裝機規模給予200元/千瓦時的補助，單個項目的補助不超過500萬元。常州1MW以上的新型儲能電站可按放電量獲得不超過0.3元/kWh的獎勵，連續獎勵不超過2年等等。

此次上海出臺的分時電價機制拉大了峰谷電價差，加上電費補貼，這將大幅縮短儲能項目的投資回收期，工商業儲能項目變的有利可圖，這將鼓勵資本進入，行業形成良性循環。以新的上海分時電價政策為例。

2 分時電價調整后上海儲能項目投資回收期分析

根據圖1，上海本次分時電價的調整，使儲能項目每天具備兩充兩放的條件，并且加大了峰谷電價差，儲能套利空間加大，這將大大縮短儲能項目的投資的回報期。我們以一個5MW/10MWh的儲能項目為例來計算。以大工業儲能項目為例，根據上海市分時電價的時段，每天執行兩充兩放，如圖所2示，電價以10kV用戶為例，具體電價以實際為準，圖2電價數據僅供參考。

在7-9月夏季時段，每天凌晨在3:00-5:00低谷時執行充電，在12:00-14:00峰時段(7-8月執行尖峰時段)放電；然后在15:00-17:00平時段充電，在19:00-21:00峰時段放電。

在除7-9月非夏季時段，每天凌晨在3:00-5:00低谷時執行充電，在8:00-10:00峰時段放電；然后在11:00-13:00平時段充電，在19:00-21:00峰時段(1月、12月為尖峰時段)放電。

根據以上充放電策略，以鋰電池90%DOD（放電深度）、85%充放電效率來計算，每年執行330個自然日的充放電循環，5MW/10MWh儲能項目每年峰谷電價差套利空間約為290萬元，考慮儲能放電削峰可能導致的企業基礎電費降低的情況，按照每年300萬元，電池充放循環壽命6000次計算(數據可達10000次以上)，項目可運行9.1年。

結合近期大型儲能項目中標價格，儲能項目EPC總承包成本約為1700元/kWh，項目的初始投資約為1700萬元，減去上海的儲能補貼，初始投資為1500萬元，按照每年1%的維護成本，3%的衰減折舊率計算，投資回收期約為5.6年，相比之前動輒8-10年的投資回收期，已經大大縮短，再則鋰電池成本也在不斷降低，循環壽命則在提高，相信隨著儲能在電網中的重要性凸顯，儲能項目的投資回收期會越來越短。

3 儲能電站運維

在儲能行業前景一片大好的同時，儲能電站的安全運維也至關重要。GB/T 42288-2022 《電化學儲能電站安全規程》對儲能電站的監控系統有明確要求，監控系統應具備數據采集處理、監視報警、控制調節、自診斷及自恢復等功能，應具備手動控制和自動控制方式，自動控制功能可投退?！侗本┦?/span>新型儲能電站運行監督管理辦法（試行）》文件明確：要求大、中型儲能電站應建立狀態運行及預警預測平臺，小型儲能電站應實現狀態運行監測，實時監控系統運行工況。

Acrel-2000MG微電網能量管理系統能夠對企業微電網的源（市電、分布式光伏、微型風機）、網（企業內部配電網）、荷（固定負荷和可調負荷）、儲能系統、新能源汽車充電負荷進行實時監測和優化控制策略，保護微電網儲能系統運行安全，實現不同目標下源網荷儲資源之間的靈活互動，增加多策略控制下系統的穩定運行和收益較大化，提升微電網運行安全，降低運維成本。

3.1 數據采集及處理

系統通過測控單元與儲能裝置、電池管理系統(BMS)、汽車充電樁、風機逆變器、光伏逆變器進行實時信息的采集和處理，實時采集模擬量、開關量。

圖1 企業微電網光伏、儲能數據統計

3.2 監視報警

微電網能量管理系統應具有事故報警和預告報警功能。事故報警包括非正常操作引起的斷路器跳閘和保護裝置動作信號；預告報警包括一般設備變位、狀態異常信息或電芯過壓、電芯欠壓、電池簇過壓告警、電池簇欠壓告警等，保障儲能系統運行安全。

圖2 儲能系統告警記錄

3.3 運行監控

微電網能量管理系統是儲能系統與運行人員聯系的主要方式，系統可提供重要參數的顯示和必要操作，包括儲能系統主要儲能裝機容量、充放電策略設置、單次充放電量與時間、SOC曲線、收益及儲能系統運行狀態參數，手動和自動控制，控制調節對象包括直流開關、各電壓等級的電動操作開關、主要設備的啟動退出、PCS功率設定、裝置運行參數設定等。

圖3 企業微電網運行監測

3.4 光伏運行監控

監測企業分布式光伏電站運行情況，包括逆變器運行數據、光伏發電效率分析、發電量及收益統計以及光伏發電功率控制。

圖4 光伏運行監測

3.5 儲能管理

監測儲能系統、電池管理系統(BMS)和儲能變流器(PCS)運行，包括運行模式、功率控制模式，功率、電壓、電流、頻率等預定值信息、儲能電池充放電電壓、電流、SOC、溫度，根據分時電價波動及企業峰谷特點設置儲能系統的充放電策略，控制儲能系統充放電模式，實現削峰填谷，風骨套利，降低企業用電成本。

圖5 儲能管理

3.6 充電樁監測

系統具備和企業充電樁系統或設備的軟件接口，充電樁數據接入微電網能量管理系統進行集中監控，監測充電樁的運行狀態，根據企業負荷率變化控制和調節充電樁的充電功率，使企業微電網穩定安全運行。

3.7 電能質量監測

監測微電網重要回路的電壓波動與閃變、電壓暫升/暫降、短時中斷情況，實時記錄事件并故障錄波，為電能質量分析與治理提供數據來源。及時采取相應的措施提高配電系統的可靠性，減少因諧波造成的供電事故的發生。

3.8 自診斷和自恢復

系統具備在線診斷能力，對系統自身的軟硬件運行狀況進行診斷，發現異常時，予以報警和記錄，必要時采取自動恢復措施。

4 微電網數字化系統硬件設備

除了微電網能量管理系統軟件外，還具備現場傳感器、智能網關等設備，還包括了高低壓配電綜合保護和監測產品、電能質量在線監測裝置、電能質量治理、新能源充電樁、電氣消防類解決方案等，可以為企業微電網數字化提供一站式服務能力。

5 總結語

在新能源裝機容量逐年增加以及電網運行安全要求驅動下，儲能行業未來將會得到越來越多的政策支持，本次上海市分時電價機制的調整也正是基于上海電網負荷的特點做出的調整，加大峰谷套利空間以促使新能源，特別是儲能行業的發展，可以想象未來也會有越來越多的資本投入促使行業迅速發展，從而提高電網運行安全，提升電能使用效率。但是微電網系統，特別是儲能電站的運行安全不容忽視，需要嚴格按照標準，建立微電網能量監測系統對儲能電站進行監視、預警和充放電策略控制，保障安全生產的前提下使儲能項目的收益較大化。