背 景

近年來，江蘇電網峰谷差呈現出不斷擴大的態勢，亟需采用新的調峰手段緩解峰谷差。究其原因，主要有以下兩點：首先，在國家和地方補貼政策的推動下，江蘇省分布式光伏發展迅速。由于分布式光伏電站與生俱來的間歇性和不穩定性，給江蘇電網帶來了較大的調峰壓力。其次，由于經濟的快速發展帶來了巨大的用電需求，基于用電負荷固有的時域特性，必然導致電網峰谷差隨用電負荷增長而加大，盡管現有的分時電價政策對于削峰填谷發揮了重要作用，仍然未能抑制峰谷差的擴大。

客戶側儲能初具規模，增長潛力巨大，成為電網調峰的新生力量。據國網江蘇省電力公司統計，截至2016年10月，江蘇省儲能項目總容量達88.6萬千瓦時，其中已建的儲能項目總容量1.658萬千瓦時，在建的儲能項目總容量15.425萬千瓦時，洽談中的儲能項目容量71.517萬千瓦時。隨著儲能電池成本的快速下降，未來儲能市場增長潛力巨大。如何利用這些客戶側儲能，協調控制，參與電網調峰成為電網公司無法回避的問題。

儲能系統具有響應速度快，負荷控制精確，建設周期短，不消耗化石燃料，不產生污染物排放等優點，同時具有增強可再生能源消納能力和延緩區域輸配電網建設的作用。因此，推動客戶側儲能并網，接受調度中心統一調控，進行電網調峰十分必要。

要點解析

近日，國網江蘇省電力公司發布了《客戶側儲能系統并網管理規定》（以下簡稱《規定》），《規定》針對江蘇省客戶側儲能發展的實際情況，以支持客戶側儲能系統加快發展為目標，以保證安全，提高效率為原則，規范了客戶側儲能并網的職責分工、工作流程。縱觀整個《規定》，呈現出以下

特點：

（一）以儲能容量為基礎，區別對待，分類管理

《規定》將客戶側儲能劃分為兩類，其中第一類為10（ 6,20）千伏及以下電壓等級接入，單個并網點儲能功率不超過6兆瓦的客戶側儲能系統；第二類為 10（ 6,20）千伏電壓等級接入，單個并網點儲能功率超過6兆瓦，或35千伏電壓等級接入的客戶側儲能系統。兩類儲能設備并網均需要通過電力公司組織的驗收，安裝計量設置以及電力信息采集系統，并與電網公司簽訂并網調度協議。所不同的是，對于第一類容量較小的儲能項目，采取“只監不控”的模式，即由市/區縣公司采集運行班負責運行監視管理，監視內容包括：客戶側儲能系統并網點電壓、電流、有功功率、無功功率、充電量、放電量。對于第二類容量較大的儲能項目，采取“既監又控”的模式，即由市/縣公司調控中心負責對儲能設備的調度運行管理。

（二）以安全標準為門檻，開放客戶側儲能入網

客戶側儲能系統一般采用電池系統，其電能吸收和輸出均為直流，然后通過變流器實現直流-交流之間的轉換，其中必然會產生諧波，對電網的電能質量造成影響，此外電池系統使用不當還存在燃燒爆炸的風險，為了保證電網安全，《規則》明確規定：并網點的電能質量應符合國家標準，工程設計和施工應滿足《儲能系統接入配電網技術規定》（Q/GDW564-2010）和《電池儲能電站設計規程》（ Q/GDW 11265-2014）等標準。也就是說，在滿足并網的相關技術標準的前提下，用戶側可以公平地參與并網。

（三）流程清晰，分工明確，限時辦理

《規則》將客戶側儲能系統并網分為受理申請與現場勘查、工程建設、并網驗收及并網調試、計量裝置安裝與合同協議簽訂等5個流程，其中，市/區縣公司業務受理員負責接受客戶申請，發展策劃部負責審定接入系統方案；客戶經理負責審查儲能工程設計資料，用戶自由選擇具備資質的工程施工企業；地市公司調控中心和客戶經理分別負責不同容等級的儲能項目并網驗收和并網調試工作，并一次性出具并網驗收意見；市/區縣公司裝表接電班負責電能計量裝置的安裝以及用電信息采集裝置的安裝、并網調試工作。《規則》對各個階段的工作設置了詳細的辦理期限，防止出現推諉拖延的現象。

結 語

江蘇省電力公司發布的《客戶側儲能系統并網管理規定》是國內首個關于客戶側儲能并網的管理規范，相信在《規定》推動和規范下，必將促進客戶側儲能設備大規模接入電網，既能緩解電網的調峰壓力，又能保證儲能用戶獲取合理的收益，形成雙贏的局面。