储能商业化运营模式培训课件

储能商业化运营模式目录CONTENTS第二部分 国内储能进入市场情况第三部分安徽储能进入市场模式第四部分储能参与计划调度模式第一部分 储能技术及发展概况目录CONTENTS第二部分 国内储能进入市场情况第三部分安徽储能进入市场模式第四部分储能参与计划调度模式第一部分 储能技术及发展概况一、储能技术及其发展概况储能发展背景新型储能作为新型灵活调节资源，对于构建新型电力系统、落实“双碳”战略目标，具有重要意义。新型储能可以在用电低谷

时充电，用电高峰时放电，有效发挥顶峰作用，填补电力缺口，为电力保供发挥重要作用。新型储能能源转换效率一

般高于抽水蓄能电站，同时具有建设周期短、布局灵活、响应速度快等优势，极大提升电网运行效率。新型储能可以将新能源的弃风弃光电量存储后移至其他时段上网，很好地解决新能源大规模并网引起的发电高峰和用电高峰错配问题，有效促进新能源消纳。01保供应03提效率02促转型一、储能技术及其发展概况储能发展背景国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，提出通过灵活有效的市场化手段，促进新型储能“一体多用、分时复用”，进一步丰富新型储能的市场化商业模式。国家发改委、能源局印发《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确了新型储能可作为独立储能参与市场，新型储能转独立储能条件，同时明确独立储能电站充电价格政策。国家发改委、能源局印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，明确对于同时具备发电和用电身份的经营主体，在放电、充(用)电时分别按发电主体、用电主体参与辅助服务市场。国家发改委、能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，明确了新型储能独立市场地位，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，完善市场化交易机制，丰富新型储能参与的交易品种。国家发改委、能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确提出到

2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上。2021年7月15日国家支持新型储能发展政策相继出台2022年1月29日

2022年5月24日2024年2月7日2024年4月2日一、储能技术及其发展概况储能分类根据储能所处位置电源侧储能。是指并网点在常规电厂、风电场、光伏电站等电源厂站内部的储能系统；电网侧储能。是指在变电站内或专用站址建设，并网点在公共电网的储能系统；用户侧储能。是指用户建设，并网点在用户内部场地或邻近位置的储能系统。根据技术路线的不同物理储能。包括飞轮储能、压缩空气储能等。电化学储能。包括锂离子电池储能、铅炭电池储能等。其他储能。一、储能技术及其发展概况新型储能分类储能类型响应时间综合效率主要适用领域优势劣势物理储能压缩空气储能分钟40-65%容量型，适用调峰填谷、备用占地少，容量大，成本低效率较低，响应慢，选址受限飞轮储能秒80-90%功率型,适用调频场地要求低，运行维护成本低，能量密度高能量释放时间短，成本高，自放电率高全钒液流电池毫秒65-75%容量型，适用电能质量、可再生储能、调峰安全性高，循环寿命长，能量与功率分开控制能量密度低，运维成本高钠硫电池毫秒70-90%容量型，适用电能质量、可再生储能储能密度高，规模化应用工作温度要求高，运维成本高，铅炭电池秒60-70%容量型，适用电能质量、可再生储能性价比高，可靠性强，技术成熟，寿命短寿命短，比能量和比功率低，污染严重电化学储能锂离子电池秒85-95%能量型，适用电能质量、可再生储能、调峰、调频比功率和比能量高，自放电小，单体电压高成本较高，一致性差，循环寿命较低。电芯循环寿命8000次，系统循环寿命

6000次钠离子电池毫秒85-95%能量型，适用电能质量、可再生储能、调峰、调频响应速度快，储能安全性好，高低温性能稳定能量密度不及锂电池，循环次数低其他储能超级电容毫秒90-95%功率型,适用调频极其稳定，超快充放电能量比和密度比低超导储能毫秒95%以上功率型,适用调频极低能量损耗储能时间短，条件苛刻一、储能技术及其发展概况新型储能发展情况近年来，新型储能快速发展。截至2024年上半年，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年底增长超过40%，已提前达成“十四五”规划的新型储能装机目标（

3000万千瓦）。一、储能技术及其发展概况新型储能发展情况从地区分布看，西北、华北地区已投运新型储能装机占全国超过50%，其中，西北地区27.3%，华北地区27.2%，华中地区15.3%，南方地区

1

5.2%，华东地区14.6%，东北地区0.4%。一、储能技术及其发展概况新型储能发展情况从技术路线看，锂离子电池储能占比97.0%，压缩空气储能占比1.1%，铅炭（酸）电池储能占比0.8%，液流电池储能占比0.4%，其他技术路线占比0.7%。一、储能技术及其发展概况新型储能发展情况从应用场景看，独立储能装机占比45.3%，新能源配建储能装机占比42.8%，其他应用场景占比11.9%。类型现货电能量市场辅助服务市场中⻓期市场及容量补偿机制新能源配储均未参与现货市场安徽、⻘海、新疆、宁夏等省新能源侧储能参与调峰市场；⼭⻄新能源侧储能参与一次调频市场，新能源按照预测最大🎧力的10%确定一次调频容量。无火电配储均未参与现货市场调峰市场无江苏、甘肃、⼴东、山⻄、山东等地火电厂配建电化学储能装置，利用储能毫秒级快速、稳定、精准的充放电功率调节特性，与火电机组联合响应电网AGC调度指令无独立储能山东和甘肃现货电能量市场中，独立储能均采用自调度模式；山⻄独立储能拟参与日前现货市场，采用报量报价模式，执行日前市场🎧清形成的充放电计划甘肃、⻘海、江苏、宁夏、湖南独立储能参与调峰辅助服务市场；福建、江苏、甘肃、山东独立储能参与调频辅

助服务市场，多按调频里程（四川为调频电量）补偿河北、⼭东、⼭⻄、蒙⻄用户侧储能均未参与现货市场江苏、福建能监办短期组织用户侧可调负荷参与可调负荷辅助服务市场（试运行），用户侧储能可通过售电公司参与；调频市场：无无二、国内储能进入市场情况国内储能进入市场情况电网侧独立储能和共享电站以自调度计划模式参与现货市场96点充/放电功率曲线，在满足电网安全运行和新能源优先消纳的条件下优先🎧清。二、国内储能进入市场情况山东和甘肃“自调度”模式独立储能仅参与日前现货市场，执行日前市场🎧清形成的充放电计划，发电量按照日前市场的分时节点电价进行结算，充电量按照日前市场的统一结算点电价进行结算。独立储能进入现货市场情况山⻄“报量报价”模式二、国内储能进入市场情况河北“⻓期分时段交易+容量租赁+容量补偿”机制独立储能进入中长期市场模式全电量分时段交易。分时段结算覆盖发用全部主体，按照河北现行分时电价政策，全年 最大峰谷价差超过0.7元/千瓦时。

储能容量租赁交易。部分新能源企业并网，需要通过容量租赁市场租赁储能容量，满足并网条件。租赁价格200元/千瓦·年，2025年及之后将按照最新市场行情进行后续补充交易。容量补偿机制。容量电价补偿标准为每年100元/千瓦。二、国内储能进入市场情况独立储能进入中长期市场模式容量租赁交易独立储能容量租赁交易。通过交易平台开展容量租赁市场的交易、结算，实现业务全流程线上规范开展，并建立容量租赁市场考核机制，保障了容量租赁市场的长期健康发展。1.市场定位容量租赁市场定位于向需要配储新能源企业提供配储容量，满足新能源企业配储要求，代替新能源自建储能作为并网条件。通过容量租赁市场，独立储能获得租赁收益，新能源企业降低投资成本，实现“双赢”局面。二、国内储能进入市场情况独立储能进入中长期市场模式容量租赁交易2.交易组织线上交易：容量租赁交易全部在交易平台开展，在交易平台生产容量租赁合同，实现对租赁容量的动态监测，独立储能主体每次达成容量租赁交易后，相应扣减其可出租容量，将其额定装机容量全部扣除后将无法继续交易，避免独立储能出现超容量租赁。交易主体及交易方式：独立储能作为出租方，新能源企业作为承租方，以双边协商、集中交易等方式开展交易。交易价格：独立储能参与容量租赁交易价格通过交易平台以市场化方式形成。2024年中长期交易工作方案将河北2024年容量租赁交易价格上下限为400、200元/千瓦·年。二、国内储能进入市场情况独立储能进入中长期市场模式容量租赁交易2.交易组织出租年限及出租容量：独立储能最大可出租年限可暂定为15年。独立储能可出租容量为装机容量。独立储能主体增容后，不改变其整体可租赁年限，相应增加其可租赁容量。交易频次：容量租赁交易根据需要按月开展。首次并网的新能源企业租赁储能容量期最低到当年年底。原则上全年租赁容量和价格保持一致。二、国内储能进入市场情况独立储能进入中长期市场模式容量租赁交易3.结算及考核一是通过交易平台开展容量租赁费用结算，出具结算依据。在独立储能结算上网电费中增加容量租赁电费，在新能源企业结算的上网电费中扣减容量租赁电费，按月与独立储能、新能源企业电能量电费一并结算，实现对容量租赁费用结算的线上管理。二是建立容量租赁市场考核机制，保障容量租赁市场长期健康发展。对于新能源企业，须持续足额租赁储能容量，否则，其容量差额部分按照全网当月容量租赁均价的1.2倍支付相应容量租赁费用。对于独立储能，须持续具备已出租的容量能力，否则，按全网当月容量租赁均价格的1.2倍扣除其相应容量租赁费用。其中，调度机构负责核查独立储能主体租赁容量是否能够达到调用要求，并出具有关证明。二、国内储能进入市场情况独立储能进入中长期市场模式容量补偿机制容量电价补偿标准为每年100元/千瓦。按照容量电价补偿政策，容量电价补偿实行按月退坡管理：2024年5月31日前并网发电的，年度容量电价按100元/千瓦执行；2024年6月1日至9月30日并网发电的，容量电价逐月退坡，年度容量电价标准分别为90元/千瓦、80元/千瓦、70元/千瓦、60元/千瓦；2024年10月1日至12月31日并网发电的，年度容量电价按50元/千瓦执行。二、国内储能进入市场情况独立储能进入中长期市场模式累计收益情况6-9月份该独立储能累计收益约2500万元。价差收益：6-9月份交易电量2880万千瓦时（上网侧），价差收益1615万元，占比66%，度电价差收益

0.56元。容量租赁收益：通过两次容量租赁交易，目前已陆续出租容量9.5万千瓦，租赁价格200元/千瓦·年，6-9月份累计收益566万元，占比23%。容量补偿收益：6-9月份累计收益268万元，占比11%。三、安徽储能进入市场模式“自调度计划”模式为储能电站日前通过在交易平台申报运行日充/放电功率曲线，在满足电网安全运行和新能源优先消纳的条件下优先🎧清，作为价格接受者，其充电、放电电量均按照所在节点边际电价参与市场结算。“报量报价”模式为储能电站在日前在交易平台申报充、放电价格曲线，由调度现货平台开展统一优化🎧清，得到次日充放电计划以及所在节点的节点电价。安徽独立储能电站拟采用“自调度计划”或“报量报价”统一优化🎧清的两种方式参与现货市场。现货市场三、安徽储能进入市场模式计划申报独立储能在交易平台申报日前96点的充放电曲线。市场🎧清根据独立储能申报的日前96点充放电曲线，在满足电网安全运行和新能源优先消纳的条件下优先🎧清。结算储能作为价格接受者，其充电、放电电量均按照所在节点边际电价参与市场结算。储能电站通过在负荷高峰时段申报放电计划，负荷低谷时段申报充电计划。“自调度计划”模式流程三、安徽储能进入市场模式计划申报独立储能在交易平台申报多段式充放电量价曲线、充放电运行上下限、存储电量状态(SOC)等。市场🎧清储能暂时仅参与日前现货市场，执行日前市场🎧清形成的充放电计划。市场根据储能申报的充放电量价曲线，优化🎧清储能的充放电计划，实现储能在负荷高峰放电，低谷充电。结算发电量按照日前市场的分时节点电价进行结算，充电量按照日前市场的统一结算点电价进行结算。“报量报价”模式流程三、安徽储能进入市场模式储能参与市场优化目标目标函数：购电成本最小（储能放电）或社会效益最大（储能充电）常规机组运行成本储能电站放电成本储能电站充电成本储能机组的工作状态分为两种：充电状态和放电状态，两种状态不能并存。

放电状态：储能机组与常规火电机组竞价🎧清，采用单调非递减的报价曲线。充电状态：储能机组采用单调非递增报价曲线。放电报价充电报价市场价格650600700

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50放电报价低于市场价格，储能放电价格放电报价充电报价市场价格45050040030050充电报价高于市场价格，储能充电价格

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)“报量报价”优化出清模型三、安徽储能进入市场模式常规机组运行成本储能电站放电成本储能电站充电成本在储能充电容量有限的情况下，优先选择市场价格更低的时段充电。放电报价充电报价市场价格45050040050充电电报价高于市场价格，储能充电价格放电报价300

充电报价市场价格42050040030080价差更大，优先充电价格

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“报量报价”优化出清模型储能装置内剩余电量限值约束储荷状态SOC约束充放电持续运行时间约束储能装置充放电损耗约束最大充放电功率限值约束三、安徽储能进入市场模式爬坡约束E

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1储能参与市场约束条件“报量报价”优化出清模型三、安徽新型储能进入市场模式报量报价与自调度模式充放电与系统需求匹配程度对比1、报量报价方式实现与系统匹配独立储能电站报量报价参与市场，在实现更多收益的同时，也通过市场更好地匹配系统需求，实现了优化调用，保障了电网安全稳定运行。11月27日烈山储能、新峡储能节点价格及充放电曲线如图所示，与新峡储能自调度充放电曲线相比，烈山储能报量报价充放电曲线与价格曲线的匹配程度更好，与系统调峰需求更加契合。当日烈山储能、新峡储能充放电价差分别为3

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223.11元/兆瓦时，报量报价模式获得了更大的价差。结算试运行期间独立储能电站充放电价差三、安徽新型储能进入市场模式2、市场促进独立储能有效调用结算试运行期间，独立储能电站充放电价差前三周较大，第四周较小主要原因是负荷较大、输电阻塞较轻、系统调峰需求及价格波动较小，独立储能电站报量报价不易中标。结算试运行期间，自调度、报量报价独立储能收益分别为26.8、231.5万元，充放电价差分别为110.52、

270.31元/兆瓦时。与自调度模式相比，独立储能电站较多地选择报量报价模式、由市场根据系统需求出清充放电功率曲线，获得了更大的充放电价差。三、安徽新型储能进入市场模式3、储能参与市场结算方式：节点电价结算，准确反映价格信号。相较于储能用电采用用户侧加权价结算，安徽充放电均采用储能所在节点电价结算，准确反映储能充放电的电力时空价格信号，并获得更大的收益和价差。以某储能为例，月度结算试运行中以节点电价结算，收益为101.65万元，价差266.94元/兆瓦时；若以用户侧加权价结算，收益为39.63万元，价差148.75元/兆瓦时。三、安徽储能进入市场模式安徽储能参与辅助市场调峰市场三、安徽储能进入市场模式安徽储能参与辅助市场定义蓄电设施在电网调峰能力不足时段，根据调度指令减少放电功率或者增加充电功率，提供辅助服务。电储能既可在电源侧，也可在负荷侧，或者是公用电储能。在火电厂计量出口内建设的电储能设施，与机组联合参与调峰，按深度调峰交易管理执行。公用储能需将实时充放电等信息上传至安徽电力调度控制中心。电源侧、负荷侧电储能经所在电源侧、负荷侧法人同意，并具备相关条件，可以从电源侧、负荷侧独立出来，按照公用储能方式参与市场。三、安徽储能进入市场模式安徽储能参与辅助市场—

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—储能可以分放电降功率和充电加功率不同情况报价，充电加功率报价应不低于放电降功率报价。深度调峰调用时，电储能与燃煤火电机组同台竞争，相同报价时优先调用燃煤火电机组。需要说明的是，储能报价无限价，一般参考火电机组报价限价。深度调峰电量为放电功率低于50%放电电量+增加的充电功率。三、安徽储能进入市场模式安徽储能参与辅助市场储能参与调峰规则以来，参与调峰市场比例逐步扩大，收益持续提高，对促进新能源消纳成效显著。参与市场数量调峰台次调峰电量（万千瓦时）获得补偿（万元）2021年106937.9712.862022年15279133.46133.52023年227281607.5316072024年（上半年）308864327.041193三、安徽储能进入市场模式安徽储能参与辅助市场为进一步激励储能参与调峰市场，扩大储能参与调峰市场收益，2024年促请华东能监局印

发《华东能源监管局关于修改<安徽电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）>部分条款的通知》（华东监能市场〔2024〕55号），修改为“深度调峰调用时，电储能与燃煤火电机组同台竞争，相同报价时优先调用电储能。电储能调峰交易费用计算参照燃煤发电机组执行，电储能充电时段不参与市场分摊”。优化后，储能调峰电量及调峰补偿均有大幅提升，进一步激励储能发展。2024年6月储能电站参与调峰市场总调峰电量1314.5万千瓦时（同比增长19.63倍），共计221台次，获得调峰补偿341.24万元（同比增长18.82倍）。三、安徽储能进入市场模式调频市场独立储能电站：要求充电/放电功率10兆瓦以上、持续时间1小时以上负荷聚合商、虚拟电厂等：要求充电/放电功率10兆瓦以上、持续时间1小时以上安徽储能参与辅助市场调节速率k1，指调频单元响应调频控制指令速率与标准调节速率比值。k1=调频单元调节速率/标准调节速率燃煤机组进入深度调峰后，40%-50%时以及＜40%时，分别为0.8、0.5倍。

k1最大值为3调节速率

K1调节精度

K2响应时间

K3响应时间k3，指调频单元响应调频控制指令的时间延迟。k3=1-（调频单元响应延迟时间/调频单元允许响应