2018年8月2日青海海东举办的中国储能西部论坛，在“储能项目开发案例与实践”环节，国网河南综合能源公司技术部主任刘浩作了“河南电网储能电站建设情况及商业模式探讨”主题报告，以下为演讲全文。
刘浩：大家上午好，感谢组委会给我这个机会来到美丽的青海跟大家一起交流。我演讲的题目是电网侧储能建设情况及商业模式探讨，我主要从三个方面来讲，第一个是背景和可行性；第二个是电网侧开展大规模储能建设的必要性，我觉得这应该是客观的客观需求；第三个是促进电网发展模式根本性变革。因为从电网储能的应用价值来说，无论是厂房的还是是内部的，都不需要很多负荷产能。
下面是早些时候，储能在新能源、电网和用户侧几个方面的示范项目，这四个项目是可基本支撑了我们开展储能电网侧规模化应用的依据。这四个项目给我们下一个工作带来很好的投入，也提升了我们的信心，首先我们了解一下它究竟有哪些存在的优点。
这一块涉及到比较核心的内容，电网的建设储能容量多少比较合适，在什么地方建设等；我们不同技术路线的储能设备形态都不一样，不同的储能技术放到电网里面之后，是否可以具备可以很快地用到电网里面，这也是很值得关注的。另外当电网需要储能支撑的时候，你的响应速度是分钟级的，还是毫秒级的，我们认为在不同场景下不同储能有不同的应用场景，这个我们已经基本明确。
接下来是发展趋势：五年成本下降至五分之一、容量增加五倍，是我希望达到的目标。目前讲这些话的背后含义是，目前储能技术不具备成本效益。储能技术无需一应俱全，但是要符合电网的需求。
为什么在电网侧建这个储能项目？
第一是特高压交直流混联运行的电网，事故构成要素比较复杂，存在重大安全事故隐患。
第二是电网负荷峰谷差逐年加大。我们需要建设一定容量的储能装置，用以削峰填谷，提高设备的利用率，延缓为满足短时最大负荷而所需的建设投资。
第三是新能源大规模并网对电网安全稳定运行带来的影响。
第四是解决区域电网输送断面阻塞的问题。
这是变电站的情况，我们看到，安阳220KV红旗渠变，最大上翻程度为额定容量的33%，今年以来出现潮流上翻日占79.6%。主流潮流上翻对电网的经济运行也产生一定影响，主要体现在正常作为降压变压器的绕组结构，在呈现“升压变”上送潮流时，会造成铁芯磁跑等。
电网需要什么储能？电网是否需要储能？
电网安稳控制需要快速响应能力、应急功率支撑，我们要有调峰、调频，以及促进新能源消纳的能力。
我们选择什么样的储能？一些基本的原则大家可以共同探讨。
河南100MW储能示范工程建设，是国网公司在电网侧开展储能规模化方面迈出关键的第一步，标志着分布式电池储能在电网侧应用迈出关键一步。河南储能建设已经历经4个年度，从可研、初设、实施方案、接入方案，各种规范编制等，重点对储能的价值评估和可持续的商业模式等方面做的大量的工作。河南电网建设经验：第一个是电网需要，第二个是科研+示范工程。第三个是分布式建设+统一监管运营系统，第四个是建设商业模式+运营商业模式是关键。
我们战略服务价值链，我们将储能规模化应用于电网，以“零电量损失”为主要手段，完善电网的稳控措施，提高了供电可靠性。致力于构建源、网、荷、储一体化新型电网结构化。
商业模式这一块，建议大家要调整思路，我们欢迎有能力、有理想者参与电网储能建设，从储能容量租赁和电量租赁两个方面，把你们认为好的产品和设备拿来，这种模式的好处是避免技术选择带来的风险。第二个是商业运营方面，从合同能源管理、电力交易市场，需求侧响应，新能源消纳，峰谷差套利等几个方面灵活组合，这是储能应用商业运营关键，愿意和诸位共同探讨。
我们的特长是电网建设和安全运行，电网侧储能应用，我们关注你的外特性是否能与电网需求相匹配。外部特性，什么样的储能才能满足电网系统运行的储能？目前还难以说完全满足需求的产品，电网侧储能要求储能具备一些基本的条件，比如经济性，设备可用性，安全性等，但并不代表满足这些条件的储能就可以应用到电网中去，厂商必须充分了解电力系统运行特性。
这时候，所以我们想到目前大家都关注的一些问题：成本来源在哪里，投资收益渠道不明，成本支付应该遵循“谁获益，谁支付”的原则，电源、电网、新能源、负荷侧等各方面的支付方式和摊销比例如何等。
我个人认为，电网侧储能是储能最合理，位置最佳，最大的应用场景，在电网中规模化开展储能建设，河南公司做了许多开创性工作。
（根据中国储能西部论坛现场速记整理，未经嘉宾审阅）
刘浩：大家上午好，感谢组委会给我这个机会来到美丽的青海跟大家一起交流。我演讲的题目是电网侧储能建设情况及商业模式探讨，我主要从三个方面来讲，第一个是背景和可行性；第二个是电网侧开展大规模储能建设的必要性，我觉得这应该是客观的客观需求；第三个是促进电网发展模式根本性变革。因为从电网储能的应用价值来说，无论是厂房的还是是内部的，都不需要很多负荷产能。
下面是早些时候，储能在新能源、电网和用户侧几个方面的示范项目，这四个项目是可基本支撑了我们开展储能电网侧规模化应用的依据。这四个项目给我们下一个工作带来很好的投入，也提升了我们的信心，首先我们了解一下它究竟有哪些存在的优点。
这一块涉及到比较核心的内容，电网的建设储能容量多少比较合适，在什么地方建设等；我们不同技术路线的储能设备形态都不一样，不同的储能技术放到电网里面之后，是否可以具备可以很快地用到电网里面，这也是很值得关注的。另外当电网需要储能支撑的时候，你的响应速度是分钟级的，还是毫秒级的，我们认为在不同场景下不同储能有不同的应用场景，这个我们已经基本明确。
接下来是发展趋势：五年成本下降至五分之一、容量增加五倍，是我希望达到的目标。目前讲这些话的背后含义是，目前储能技术不具备成本效益。储能技术无需一应俱全，但是要符合电网的需求。
为什么在电网侧建这个储能项目？
第一是特高压交直流混联运行的电网，事故构成要素比较复杂，存在重大安全事故隐患。
第二是电网负荷峰谷差逐年加大。我们需要建设一定容量的储能装置，用以削峰填谷，提高设备的利用率，延缓为满足短时最大负荷而所需的建设投资。
第三是新能源大规模并网对电网安全稳定运行带来的影响。
第四是解决区域电网输送断面阻塞的问题。
这是变电站的情况，我们看到，安阳220KV红旗渠变，最大上翻程度为额定容量的33%，今年以来出现潮流上翻日占79.6%。主流潮流上翻对电网的经济运行也产生一定影响，主要体现在正常作为降压变压器的绕组结构，在呈现“升压变”上送潮流时，会造成铁芯磁跑等。
电网需要什么储能？电网是否需要储能？
电网安稳控制需要快速响应能力、应急功率支撑，我们要有调峰、调频，以及促进新能源消纳的能力。
我们选择什么样的储能？一些基本的原则大家可以共同探讨。
河南100MW储能示范工程建设，是国网公司在电网侧开展储能规模化方面迈出关键的第一步，标志着分布式电池储能在电网侧应用迈出关键一步。河南储能建设已经历经4个年度，从可研、初设、实施方案、接入方案，各种规范编制等，重点对储能的价值评估和可持续的商业模式等方面做的大量的工作。河南电网建设经验：第一个是电网需要，第二个是科研+示范工程。第三个是分布式建设+统一监管运营系统，第四个是建设商业模式+运营商业模式是关键。
我们战略服务价值链，我们将储能规模化应用于电网，以“零电量损失”为主要手段，完善电网的稳控措施，提高了供电可靠性。致力于构建源、网、荷、储一体化新型电网结构化。
商业模式这一块，建议大家要调整思路，我们欢迎有能力、有理想者参与电网储能建设，从储能容量租赁和电量租赁两个方面，把你们认为好的产品和设备拿来，这种模式的好处是避免技术选择带来的风险。第二个是商业运营方面，从合同能源管理、电力交易市场，需求侧响应，新能源消纳，峰谷差套利等几个方面灵活组合，这是储能应用商业运营关键，愿意和诸位共同探讨。
我们的特长是电网建设和安全运行，电网侧储能应用，我们关注你的外特性是否能与电网需求相匹配。外部特性，什么样的储能才能满足电网系统运行的储能？目前还难以说完全满足需求的产品，电网侧储能要求储能具备一些基本的条件，比如经济性，设备可用性，安全性等，但并不代表满足这些条件的储能就可以应用到电网中去，厂商必须充分了解电力系统运行特性。
这时候，所以我们想到目前大家都关注的一些问题：成本来源在哪里，投资收益渠道不明，成本支付应该遵循“谁获益，谁支付”的原则，电源、电网、新能源、负荷侧等各方面的支付方式和摊销比例如何等。
我个人认为，电网侧储能是储能最合理，位置最佳，最大的应用场景，在电网中规模化开展储能建设，河南公司做了许多开创性工作。
（根据中国储能西部论坛现场速记整理，未经嘉宾审阅）
