规模化储能应用及盈利模式思考_储能22P_22页_2mb

报告摘要

XX规模化储能应用及盈利模式思考总结

一、XX电网新型储能现状

截至2023年3月底，XX电网新型储能项目总容量达177.8万千瓦（能量363.6万千瓦时），装机规模位居全国第一。其中，电化学储能62座，容量176.8万千瓦；压缩空气储能1座，容量1万千瓦。新能源场站配套储能50座，容量70.4万千瓦；独立储能电站13座，容量107.4万千瓦。预计至2023年底，XX并网新型储能容量将超过300万千瓦。

2022年，XX电网新型储能充电量为3.61亿千瓦时，放电量为2.94亿千瓦时，充放电效率为81.4%。独立储能年充电利用小时数为551小时，放电利用小时数为445小时，年累计等效运行小时数为996小时。

二、政策与技术双重推动储能发展

政策推动

市场化发展
- 支持示范项目作为独立储能参与电力现货市场，获得电能量收益。
- 允许示范项目容量在全省范围内租赁使用，获得容量租赁收益。
- 对参与电力现货市场的示范项目按2倍标准给予容量补偿，获得容量补偿收益。
- 支持参与调频、爬坡、黑启动等辅助服务，获得辅助服务收益。
规模化发展
- 通过优先并网、优先消纳政策，引导新能源项目配置新型储能设施。
- 支持新建新型储能项目转为独立储能项目，鼓励发展大型独立储能电站。
- 给予优惠电价政策，促进储能多元化发展。
规范化发展
- 完善备案管理机制，促进新型储能科学布局。
- 建立技术监督机制，提升电站本质安全。
- 优化调度运行机制，促进新型储能经济合理运行。
- 建立配置容量考核机制，督促规范配置储能设施。
- 健全安全管理机制，压实各级管理责任。

并网服务

XX电力调度控制中心编制并完善了储能并网验收标准、服务手册、调度运行管理规定等规章制度，为储能有序投运接网提供技术指导。
2022年，第二批储能示范项目开始建设，包括25座电化学储能电站（容量256.9万千瓦）、3座压缩空气储能电站（容量50万千瓦）和1个制氢项目（容量3.5万千瓦），目前已有6座储能电站并网，容量56万千瓦。
建设储能自动发电控制系统，实现储能资源集中统一调控，具备执行调峰、调频、一键紧急调用的能力，构建多元协调融合的自动发电控制体系。

储能应用价值

2022年夏，某储能装置纳入220千伏锦韩线过流遥切稳控装置，利用毫秒级响应能力快速抑制线路过流，最大可替代传统切负荷方案10万千瓦，成为国网首个通过稳控装置调用储能消除线路过流的实用案例。
为应对大功率直流闭锁，各储能电站加装安控终端，纳入电网系统保护，可等效替代切负荷动作量，提高电网安全稳定性，同时带来经济效益。

三、新型储能参与市场情况分析

现货市场

XX电网于2022年3月2日首次实现独立储能电站参与电力现货市场，成为国内首个试点省份。
截至2022年，已有8家独立储能电站进入现货市场，采用自调度模式，日前自主申报充放电曲线，出清后执行，按市场出清电价结算。
2022年，独立储能电站累计充电电量2.3亿千瓦时，放电电量1.99亿千瓦时。

工商业动态分时电价政策

2022年11月29日，山东省发改委发布《关于工商业分时电价政策有关事项的通知》（鲁发改价格〔2022〕997号），试行基于峰荷责任法的容量补偿分时电价收取方式。
电价机制调整后，深谷、谷、峰、尖峰系数分别为0.1、0.3、1.7、2.0，进一步拉大峰谷价差，拓展储能市场收益空间。
储能电站可参与现货市场、容量租赁、调频市场等，收益来源包括租赁费、容量电价、峰谷差套利等。