独立储能项目市场开发注意事项

裴善鹏 山东电力工程咨询院有限公司设计总工程师上海交通大学硕士生导师中国能源研究会配售电研究中心副秘书长全国电力系统厂站低压用电标准化工作组委员，EE电力与能源协会储能技术委员 目录 Contents 储能应用模式研究 全国和重点省份储能政策 省域储能项目开发要点 储能应用模式研究 储能应用模式研究 上网电价0.9元以上，限率高才有投资储能价值。未来可能会要求新能源自配蓄电池平 应用：张北国家风光储示范工程、辽宁卧牛石风场项目、青海格尔木等新能源项目等 发电侧应用 与新能源配合进行风光储能 技术：风电配套储能以磷酸铁锂为主，也有少量液流电池光伏配套储能以磷酸铁锂和铅炭电池为主。 储能应用模式研究 储能应用模式研究 电网侧应用 大连国家储能调峰示范项目，200MW*4小时钒液流电池，接入220kV，总投资38亿元江苏扬中28MW/56MWh电网侧储能项目总规划101MW/202MWh，接入110kV电网，总投资6.87亿元 储能应用模式研究 用户侧应用 峰谷套利减少基本电费需求响应降低增容费用提升新能源自用率 技术：配套储能以 磷酸铁锂和铅炭电池为主。 峰谷套利是主要盈利模式目前峰谷价差在0.75-0.8元/kWh的地区，投资回收期在7-9年 口做一次调频避免考核，储能做一次调频是在系统调频资源缺乏的状态下，利用储能平滑新能源原的出力，如山西省预计2021年新能源装机占比超过40%，在这种情况下国网山西电科院开展了风电配储能做一次调频的研究，要求所有存量新能源配置储能做一次调频。而山东省新能源装机比例25%，火电装机比例超70%，电力系统调频能力很强，预计十四五期间不需要新能源原装设储能进行调频。 储能应用模式研究一 新能源配置储能有两个自的 口储存弃风弃光择机出售给电网。山东省具有一定的需求，春秋季和春节期间电网负荷较低中午光伏大发时刻火电机组不得不日内启停机来确保光伏消纳，2020年春季疫情期间弃光率超过5%。但是总体来说山东弃风弃光率较低，远低于青海等西部省份。 青海弃光量虽然比较大，但受各种因素影响，弃光天数少，即使配置2.5%的储能，理论上每年只有225天能够利用弃电将电池充满，而电网侧和用户侧储能普遍每年利用天数在330天以上相比之下单个光伏配置储能利用率很低。山东弃风光率更低 青海某光伏电站弃光情况 储能应用模式研究一、 新能源自建储能有四个缺点 青海海南州光伏电站弃光虽然量比较大，但受各种因素影响，弃光天数少，即使配置2.5%的储能，最高的年利用天数也只有225天。山东弃电率很低，储能利用天数低。 项目利用率低 按照20%时长2小时配置储能，新能源原自用几乎用不上，接受电网调度，储能充发损失还要新能源企业承担 项目没有经济性 新能源企业是为了并网，采购的储能设备价格较低，配置的储能管理和维护可能跟不上，分散的储能电池缺之维护会造成安全问题 存在安全隐患 新能源发电侧储能能很难参与现货市场盈利，参与现货市场需要具备很多条件，还要有售电公司去经营，新能源储能装机小，分散布置的储能参与现货市场交易成本太高 盈利模式无法拓展 一、储能应用模式研究 新能源配置的储能电网集中统一使用，便于调节和管理，还可以为电力系统提供爬坡、紧急功率支撑等多种服务，如果地点合适的话，还可以延缓输变电投资、保障电网安全。 共享储能VS电网侧储能：传统电网侧储能指的是电网投资建设的储能，作用是保障电网安全，可以类似变电站一样纳内入输配电价。但是怎么保障电网安全很难界定。共享储能比电网侧储能概念更大，逻辑上直接挂在电网上（物理上可利用电厂备用间隔或独立接入变电站），接受电网调度或参与现货，均可以叫做共享储能。可以说，所有直接为电网提供服务，不同投资方建设，不同建设地点建设的储能都可以叫做共享储能 储能应用模式研究 配建储能建设场景 储能接受电网调度：新能源内部储能电站接受电网调度，只有一块储能和新能源公用的关口表，储能损失电量度电成本是光伏上网电价。 若充电时光伏发电不足，则需要采购电网电量，执行两部制电价。 SPiC2019.AllRightsReseved 一、储能应用模式研究 共享实施场景：执行针对储能示范项自的充放电价政策，储能加关口表，现有光伏关口表减去储能关口表作为光伏发电计量，储能关口表充电按照单一制电价，放电按照火电上网标杆电价。假设光伏第一小时发电40万度，储能充电10万度，则电厂关口表减去储能后显示40方度，储能关口表显示充电10方度：光伏第二小时发电40万度，储能放电8.5万度（储能效率按85%计算），则电厂关口表减去储能关口表后显示40方度，2个小时80方度电经过电厂关口表，收益与基准场景一样。储能充电10万度，放电8.5万度，充放相抵后1.5万度需要收费，0.3111×1.5万=0.4667万元。相当于储能损失的每度电价格为0.3111元sPiC2019.AllRightsReserved. 储能应用模式研究 配建储能建设场景 储能接受电网调度：新能源内部储能电站接受电网调度，只有一块储能和新能源公用的关口表，储能损失电量度电成本是光伏上网电价。 若充电时光伏发电不足，则需要采购电网电量，执行两部制电价。 一、储能应用模式研究 自前，全国比较成熟的商业模式如下几种，总体来看，峰谷差套利和储能与火电联合参与AGC调峰盈利较好。新能源配建储能主要获取辅助服务市场收益，难以覆盖成本。 一、储能应用模式研究 一、储能应用模式研究 一、储能应用模式研究 独立储能在电力系统盈利模式发展脉络 江苏省政策，由电网主导，建设的储能主要目的是保障电网安全，以纳入输配电价为主要盈利方式，但受到国家输配电价监审办法影响储能无法纳入输配电价，导致第一代盈利模式无法发展 输配电价模式 山东省政策，电力投资企业都可参与，储能纳入辅助服务，通过一定规则保障储能参与辅助服务的利用小时数和价格；新能源配建储能可通过租赁共享储能电站容量方式解决，在电价方面明确了充电电价和放电电价相抵原则，明确充放电损耗部分电价。宁夏、浙江跟进。 辅助服务和共享储能 山东省政策预研保留新能原租赁，辅助服务和优先发电量计划不复存在，储能可以赚取发电侧峰谷价差获利，考虑给合予储能发电侧容量电费。政策研究“无人区” 电力现货市场 目录 Contents 诸能应用模式研究 全国和重点省份储能政策 省域储能项目开发要点 《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》 《关于加快推动新型储能发展的指导意见》 3《关于国家发展改革委进一步完善分时电价机制通知》 《电化学储能电站安全管理暂行办法》 《新型储能项目管理规范（暂行）》 6省级储能政策文件 1、关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见 坚守安全底线 电力系统安全的根基若不稳固新能源的开发利用、电力的绿色发展便无从谈起 强化主动消纳 重点通过一体化模式激发存量电源调节积极性与潜力，优化配置增量调节性电源或储能，进而实现各类电源互济互补，不增加电力系统调峰压力。不再对弃电率进行政策性要求。 发挥一体优势 明确一体化项目应就近打捆汇集聚合，既要力争与大电网形成相对清晰的物理和调控界面 1、关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见 区分推进节奏 以积极的态度重点实施存量“风光水火储一体化”提升；以稳妥的态度推进增量“风光水（储）一体化”；以严控的态度推进增量“风光火（储）一体化”，重点是严控新增煤电需求，控制煤电增长速度。 实现利益共享 具备调节能力电源是否需要无偿为新能原调峰？独立储能的合理收益如何通过电价疏导？《指导意见》提出“建立协调机制”，通过深化市场化机制建设、营造平等投资环境等手段，发挥协同互补效益，提升可再生能源消纳水平。“鼓励社会资本等各类投资主体投资”。 2、关于加快推动新型储能发展的指导意见 什么是新型储能？ 诸能是指为实现电力与热能、化学能、机械能等能量之间的单向或双向存储设备。所有能量的存储都可以称为储能所谓新型储能，即为抽水蓄能之外的各类储能总称，包括锂电池、压缩空气、液流飞轮、钠电池、储氢、储热等多种方式。 2、关于加快推动新型储能发展的指导意见 新型储能发展规模3000万千瓦 到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。装机规模达3000万干瓦以上。 2、关于加快推动新型储能发展的指导意见 储能应用场景多元发展 二）大力推进电源侧储能项目建设三）积极推动电网侧储能合理化布局四）积极支持用户侧储能多元化发展 电源侧 以优先保障消纳为核心，推动多能互补发展，发展配置储能的系统友好型新能源电站。 电网侧 以保障电网系统的安全稳定为核心，在偏远地区保障电网贡献能力，发展建设一批移动式或固定式储能。 用户侧 进行多类储能+应用场景的探索和发展，结合体制机制综合创新，鼓励围绕分布式新能源、大数据中心、5G基站和充电设施等终端用户，探索智慧能源、虚拟电厂美务种商业檬式 SPIC201 2、关于加快推动新型储能发展的指导意见 储能政策定位电力系统独立身份 （九）明确新型储能独立市场主体地位。）加快推动储能进入并充许同时参与各类电力市场。因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。 过去，储能一直作为火电、新能源的附属功能，存在商业模式不清晰等问题，导致储能价值收益难以充分体现，其经济性依赖于储能成本的进一步降低 根据《指导意见》，储能电站将以电力系统独立身份参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场，作为新型电力系统中的独特单元而发挥其应有的价值 3、关于国家发展改革委进一步完善分时电价机制通知 核心内容是要适应新型电力系统要求，拉大峰谷价差，合理确定峰谷时段 1、要适应新形势要求（可再生能源、电力市场建设、峰谷特性变化等），形成有效的市场化峰时电价信号，科学划分峰谷时段；2、扩大峰谷价差：科学划分峰谷时段，合理确定峰谷电价价差：上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷价差原则上不低于4:1（高峰时段是低谷4倍以上），其他地方不低于3:1；3、尖峰电价上调：尖峰电价在峰段电价基础上的上浮比例原则上不低于20%；4、季节性电价政策：根据季节性差异设定季节性峰谷价差；5、电价动态调整：参考电力现货市场分时电价信号建立动态调整机制：6、执行范围为一股工商业用户。 3、关于国家发展改革委进一步完善分时电价机制通知 《通知》对用户侧分布式风电光伏的影响 分布式风光不需要电网接入审查，也就是说分布式风光接入电网后电网将免费为分布式风光调峰。工商业用户电价调整后，其新的峰谷分段引导用户自行调峰，对分布式光伏形成压力，分布式光伏依靠电网免费调峰的日子可能会一去不复返。 如果分布式风光自行配置储能，则储能吸收的是风电光伏发出的电力，电价比电网谷电高，并不划算。另风光发电不稳定，储能利用率较低，因此分布式风光配置储能经济性不如直接配置用户侧储能。 3、关于国家发展改革委进一步完善分时电价机制通知 《通知》对集中式风电光伏的影响 在集中式风电光伏所处的发电侧，由于我国发电企业目前执行的都是上网标杆电价没有峰谷价差，例收如山东电网发电标杆电价为0.3949元/kWh，本次价格调整没有涉及发电上网标杆电价，因此对发电侧光伏及其配置的储能没有影响。但从另外一个角度来说，用户侧储能在价格信号的引导下主动为电网削峰填谷，可以为风光创造新的消纳空间，对于光伏装机量大、新能源消纳困难的省份（如山东）来说是间接利好。 3、关于国家发展改革委进一步完善分时电价机制通知 《通知》对中国电价定价机制的影响 中国的电价形成机制长久以来都是价格主管部门定价，省级发改委价格处根据国家《输配电价监审办法》等文件确定电价和峰谷时段，发电侧电价为固定值，用户侧电价体系较为复杂，总体上是固定不变的2018年以来中国第二次