今年3月，国内用户侧最大规模的储能电站在北京大红门正式投运，项目一期日售电能力超过4万度，相当于在城市中心建设完成全新的小型能效电厂，创造了国内首个“直流光储充”一体化用户侧储能新模式，这种新模式的诞生让用户侧储能的发展“跨出一大步”，但也有业内人士认为，用户侧储能的未来发展会放缓。
日售电4万度
5年可回本
在北京市朝阳区大红门集美家居广场内，12套大功率直流双枪充电桩整齐排列，充电桩东侧两个大“集装箱”格外引人注目，走近一看，原来是一座用户侧储能电站。
“与普通的直流充电桩不同的是，这12套双枪充电桩的电力是从‘隔壁’储能电站‘买’来的。”北京福威斯油气技术有限公司董事长刘博说，作为大红门集美家居广场“直流光储充”一体化项目的投资和建设者，刘博补充道，“买来的电全部为可控使用的直流电，通过光伏发电、储能电站消纳、再售电至充电桩三个过程而来：白天光伏高峰自用，光储发电可控使用，夜间参与消纳远方进京风电，直流系统中80%用电都来自新能源电力，为新能源电动汽车提供大功率充电。”这一
“闭环系统”将充电桩、储能电站和光伏发电有效结合，构成了“直流光储充”一体化电站，为用户提供24小时充电和售电服务。
“直流光储充”一体化电站的“客户”可不止充电桩一家，储存的电量会在用电高峰时段售给商场、办公楼等不同场景的用户，“将电售至高峰时段用电的充电桩是最贵的，车辆充电服务费加电费最高可达每度电2.2元至2.3元，可以实现储能投资利益最大化，其次是用电高峰期的商场，售电价为1.3元。如果售出每度电的价格平均在1.5元，日售电量达到4万度，项目7000万的投资成本只需5年就可回本。目前，项目已达日售电1.5万度，形成了相对成熟的盈利模式。”刘博说，储能电站售电盈利的同时，还可以利用光伏发电满足高峰自用，利用直流光储充充电桩实现10分钟快速充电，这种“光储充三合一”的新模式，为项目带来了更大的增值效益。
“‘直流光储充’一体化电站的建设和运营不仅带来了可观的经济效益，还为用户侧储能的应用起到了良好的示范作用。”在刘博看来，用户侧储能、光伏消纳和大功率充电站的无缝结合，实现了用户侧储能的最大增值。
优势明显
安全与并网问题待解
截至2018年底，北京市共有40个已经投运的储能项目，总装机达到31.7兆瓦，118.4兆瓦时，在这40个项目中，99%都是用户侧储能项目。
发展用户侧储能，北京有何种吸引力？
“首先北京的用电性质多为一般工商业用电，峰谷价差在全国最大，可达到1.1元/千瓦时，业内普遍认为0.7元/千瓦时的峰谷价差是开展用户侧储能的一个门槛；其次北京电力负荷压力大，用户侧储能可以发挥削峰填谷的作用，有效缓解高负荷现状。所以，北京发展用户侧储能有得天独厚的优势。”中关村储能产业技术联盟研究经理王思分析说，但是，安全保障和并网问题一直没有得到有效解决，让用户侧储能项目的落地成了难题，发展脚步也渐缓。
对此，刘博也深有感触：“大红门项目早在2018年3月就计划投用，但有些合作方认为项目建设无前例、安全技术风险大，纷纷打了退堂鼓。”
王思直言，安全技术问题是发展用户侧储能应考虑的第一要素。首先在技术安全方面，用于储能的电池品种、技术水平、生产质量参差不齐，存在不安全性；其次，由于储能电站组成成分的特殊性，当发生火灾时，缺乏快速高效阻断火势的完善策略；第三，用户侧储能电站的防燃防爆监控系统仍不完善。而在并网方面，国网江苏省电力有限公司发布了《用户侧储能并网管理规定（试行）》，规定中规范了用户侧储能系统并网管理，而北京市目前还没有出台相关政策，用户侧储能只能在用户所属配网产权内低压侧实现储能并网，这在很大程度上减少了投资者的热情。
解决“身份”问题
未来发展潜力更大
北京市在发展用户侧储能中遇到的困惑，在国内其他城市也同样存在。
“因为政府没有给用户侧储能一个合理的‘身份’，所以现在都是自下而上的摸索前行。”王思说，目前，国家相关部门还没有出台针对用户侧储能电站建设统一认定的相关规范。北京市在建设的相关标准和政策方面正在逐渐完善，希望未来能够以高标准高水平来指导用户侧储能在北京的落地。
尽管用户侧储能的发展已找到“突破口”，但未来发展还需多方努力。“首先是监管部门的严格把控，不断完善安全管控、预警和切除功能，明确安全责任主体，保障用户侧储能安全运行；其次是电力公司的推动，出台相关用户侧储能并网管理规定，推进市场化进程；最后需要政府的支持，明确用户侧储能的‘合法身份’，全面强化储能标准化工作，建立完善用户侧储能系统消防处置制度。”王思分析道。
目前，北京市用户侧储能应用已涉及独立储能电站的削峰填谷、光储充一体化项目、分布式能源、微型电网和应急电源备用等多个场景。谈及用户侧储能未来的发展前景，王思和刘博表现出了同样的信心，随着未来电力负荷增大、用电需求量增多、可再生能源装机的增加等因素，用户侧储能一定会占据越来越重要的地位。
