2021年，在双碳目标的推动下，我国储能产业热度空前，政策力度持续加大，为实现储能规模化高质量发展奠定了坚实基础。2021年是我国储能从商业化初期到规模化发展转变的第一年，据《储能产业研究2022》显示，2021年，我国新增投运电力储能项目装机规模首次突破10GW，达到10.5GW。国家明确2030年30GW储能装机目标，14个省相继发布了储能规划，20多个省明确了新能源装置储能的要求。

　　随着储能科学不断发展，储能技术迅猛进步，大规模储能项目快速部署，储能应用不断拓展，储能政策密集出台，产业发展超出业界预期。很多企业都想通过新能源和储能来完成能源转型，为此，远信储能为大家整理了储能行业的知识点。

　　A：无论在全球范围内或是国内，抽水储能和电化学储能都是现阶段最主要的储能方式。据中国能源研究会储能专委会不完全统计，截至2021年底，中国已投运的储能项目累计装机容量（包括物理储能、电化学储能以及熔融盐储热）达到45.93GW，同比增长29%。其中，抽水蓄能新增规模居首，为8.05GW；电化学储能紧随其后，投运规模达1.87GW/3.49GWh，规划在建规模超过20GW。新能源配置储能以及独立储能是新增装机的主要支撑。

　　不过，未来随着光伏风电的例接入，抽水蓄能由于对地理条件的要求较高、建设周期长，并不适合精准调峰，发展空间相对受限。电化学储能不受地理地形环境的限制，装机便捷，使用灵活，可以精准调峰，达到秒级响应，未来发展空间巨大。

　　A：目前工商业用户侧储能主要是通过峰谷电价差套利形式获取收益，即利用峰谷电价差、市场交易价差获得收益或减少用户电费支出，只要峰谷电价差高于储能单次循环成本，储能项目即可盈利。

　　以当下我国电化学储能系统成本1.8元/Wh为例，电池单次循环成本约为0.7元/kWh，这意味着峰谷价差在0.7元/kWh以上用户侧储能才具有经济性。

　　2021年12月到2022年5月半年时间的电网代理购电价格，除去1.5倍代理购电价情况，除了湖北、，共有29省已经开始执行峰谷电价。其中有21省市峰谷电价差超过0.7元/度，仅2022年5月份就有北京、广东、河北、河南等19省市最大峰谷电价差超过0.7元/度，这也就意味着全国已有超过六成的省份，具备用户侧储能盈利条件。

　　如果峰谷价差达到0.8元/kWh，在全年调峰频次不少于300次的情况下，一个100MW/200MWh的储能电站可获得4800万元的年收入。

　　A：远信储能会提供一份完整的收资表，企业主只需要按照表内要求准备相关资料，包括：企业基本资质、近一年的电费单、用电负荷曲线、变压器容量数量等，资料齐全后会由专业人员进行项目评估测算并推进合作。

　　1、针对光储一体化项目，待建或已有光伏的项目，远信储能可以依照实际用电情况加装合适规模的储能，新项目如果不具备配备集装箱式储能(1MWh以上)的条件，可以配套占地约2-3平米的户外柜式储能(单柜200kWh) 。

　　2、针对单独储能项目，用户侧储能分为集装箱式(1MWh以上)和户外柜式（单柜200kWh），目前远信储能最大规模单个集装箱可达5MWh以上，可以根据项目实际需求进行积木式安装。

　　电池循环次数：一般情况下，电池循环次数超过5000次的项目，对电池的寿命要求很高，如果电池循环次数不够，会极大地提升储能电站成本。

　　储能电站安全性：储能电站在运行周期里出现热失控等安全问题，不仅增加了成本，投资回收周期也将大大延长。

　　A：远信储能系统采用液冷pack技术，支持储能单元模块化建设，搭配新一代的BMS软件，可从电芯监测、Pack散热、系统结构等3个层次保障储能系统的安全性，为用户提高全方位的安全保障。在电芯的检测方面，远信储能采用联合开发的储能BMS，在常规功能之外，实现电芯级的动态监测和数据采集，系统采用直流连接安全设计，保障电芯健康实时感知。针对电芯内短路热失控的问题，远信储能针对电池组散热问题，开发了专有的液冷Pack方案，通过导热液实现电池pack散热的均匀覆盖，避免了热失衡导致的箱体内部温差。在系统结构优化上，远信储能针对大需量用户设计的R-Block储能单元，采用了模块化设计，单体容量500kWh，具有体积适中，安装生产方便，多级串并联等优势，可根据项目实际需求进行积木式安装，避免了单个箱体过大导致的散热不均问题。在出现模块故障时，可独立切断单个R-Block，避免风险传导扩大。