6.夏宇峰-儲能系統在電力輔助服務市場中的價值分析與探討-中電建湖北院.pdf

1、凝心凝心 聚力聚力 創新創新 共享共享儲能系統在電力輔助服務市場中的價值分析與探討夏宇峰1123452一、儲能發展概述31.儲能技術分類抽水蓄能壓縮空氣飛輪物理儲能鉛酸電池鋰電池液流電池電化學儲能鈉流電池氫氣燃料電池化學儲能熔鹽壓縮空氣儲熱超級電容超導電磁儲能儲能技術45據不完全統計，截至2021年底，全球已投運儲能項目累計裝機規模209.4GW，同比增長9%；其中電化學儲能累計裝機規模25.4GW，占比12.2%，2021年電化學新增裝機10.2GW，同比增長67.7%；在各類電化學儲能技術中，鋰離子電池的累計裝機規模最大23GW，占比90.9%。1.儲能技術分類61.儲能技術分類截至202

2、1年底，我國已投運儲能項目累計裝機規模46.1GW，同比增長30%，占全球總規模22%；抽水蓄能的累計裝機39.8GW，占比86.3%，同比增長25%；其中電化學儲能累計裝機規模5.73GW，占比12.5%，2021年電化學新增裝機2.4GW，同比增長54%；在各類電化學儲能技術中，鋰離子電池的累計裝機規模最大5.14GW，占比89.7%。電源側u 柔化新能源發電曲線，降低間歇性發電負荷對電網的沖擊；u 減少棄風棄光，消納過剩的發電量；u 提高新能源可控性，作為可調節電源；u 火電廠備用、調頻，低常規發電的備用量。輸電側u 局部區域的電網儲能，就地峰谷平衡；u 局地調頻資源，作為調頻資源統一調

3、度；u 地區電網黑啟動電源；u 提高電網系統效率，減少電網峰谷差，降低發電側旋轉備用與調頻。配電側u 微電網，組建風光儲充等微電網系統；u 提高電能質量，保持電壓、頻率在合理范圍，隔離電網沖擊；u 提高供電可靠性，備用電源；u 削峰填谷，治理季節性局部容量短缺問題。用戶側u 削峰填谷，減少電費；u 備用電源，不間斷供電；u 平滑負荷曲線，降低容量電費；u 應急保電，時域性負荷臨時供電。2.儲能應用場景782.1 儲能技術在電力系統的應用輔助服務大容量儲能分布式儲能住宅儲能分布式儲能居民分布式發電商業分布式發電商業儲能儲熱需求側響應大規模風電引自美國電科院Electricity Energy S

4、torage Technology Options2.儲能應用場景9發電領域輔助動態運行取代或延緩新建機組輔助服務領域 調頻服務 電壓支持 調峰服務 備用容量電力輸配領域無功支持緩解線路阻塞延緩輸配電擴容升級變電站直流電源用戶端可再生能源接入分布式發電和微網分時電價管理容量費用管理電能質量商業建筑儲能家用儲能可再生能源平滑輸出/削峰填谷爬坡率控制調壓微網運行可再生能源供應和節能并舉電能轉移和提高能效2.1 儲能技術在電力系統中的應用2.儲能應用場景截至2020年底，中國已投運的電化學儲能項目中，用戶側領域的累計裝機規模最大，為1076.9MW，所占比重為38.6%；2020年，從中國新增投運的

5、電化學儲能項目來看，集中式可再生能源并網側領域的新增裝機規模最大，所占比重接近50%；2020年中國新增年中國新增投運電化投運電化學學儲能儲能項項目的目的應應用分用分布（布（MW%）用戶側用戶側,27.0%電網側電網側,6.0%輔助服務輔助服務,19.0%集中式可再生集中式可再生 能能 源源 并并 網網,48.0%2020年中國已投運電化學年中國已投運電化學儲儲能項能項目目的應的應用用分布分布（MW%）用戶側用戶側,38.6%電網側電網側,14.1%輔助服務輔助服務,18.4%集中式可再生集中式可再生 能能 源源 并并 網網,28.9%來源：CNESA2.儲能應用場景10應用應用類型應用目的電

6、源側調峰調頻配合電網調峰調頻，穩定電網旋轉備用減少備用機組開啟時間，減少浪費黑啟動電廠啟動電源新能源棄風棄光利用解決棄風棄光矛盾新能源配合利用新能源平滑輸出、提高新能源滲透率、計劃曲線跟蹤電網側儲能電站調峰調頻，提供緊急功率支撐備用容量解決電網峰值功率分布式微電網平抑可再生能源電源波動用戶側分時電價管理利用電量峰谷價差獲利容量費用管理提高用戶自平衡，降低容量費儲能充電站用于電動汽車充電，解決配置能力問題應急電源/微網提高電源供應可靠和安全性2.儲能應用場景3.儲能系統類型 儲能系統能夠提供快速的有功支撐，平滑間歇性電源功率波動，增強電網調頻能力，大幅提高電網接納可再生能源的能力，促進可再生能源

7、的集約化開發和利用，充放電倍率2C。功率型容量型 儲能系統能夠大規模地儲存電能，增強電網調峰能力，即在負荷低谷時段將電能儲存起來，負荷高峰時段再將其放出，在一定程度上緩解負荷高峰期的缺電狀態，提高系統效率和輸配電設備的利用率，延緩新的發電機組和輸電線路的建設，節約大量投資。充放電倍率0.5C。平衡型 在電力系統遇到大的擾動時，儲能系統可以瞬時吸收或釋放能量，避免系統失穩，恢復正常運行，對于對電壓暫降和短時中斷等暫態電能質量問題特別敏感的用電負荷，儲能技術可以快速補償各種電能質量擾動，保證優質供電；在系統因故障而停電時，儲能系統又可以起到大型不間斷電源的作用，充放電倍率介于0.5C2C。12二、

8、儲能與輔助服務政策支持131.國家政策序號文件名文號政策解讀1關于促進儲能技術與產業發展的指導意見2019-2020年行動計劃發改辦能源2019725號行動計劃是指導意見的具體工作落實文件。2輸配電定價成本監審辦法發改價格規2019897號文中明確抽水蓄能電站、電儲能設施、電網所屬且已單獨核定上網電價的電廠的成本費用不得計入輸配電定價成本。3關于加強儲能標準化工作的實施方案國能綜通科技20203號積極推進關鍵儲能標準制定，鼓勵新興儲能技術和應用的標準研究工作，是指導意見的具體工作落實文件。4儲能技術專業學科發展行動計劃（20202024年）教高函20201號立足產業發展重大需求，統籌整合高等教

9、育資源，加快建立發展儲能技術學科專業，加快培養急需緊缺人才，破解共性和瓶頸技術，是推動我國儲能產業和能源高質量發展的現實需要和必然選擇。5關于建立健全清潔能源消納長效機制的指導意見國家能源局對加快形成有利于清潔能源消納的電力市場機制、全面提升電力系統調節能力、和著力推動清潔能源消納模式創新方面，都提出鼓勵推動電儲能建設和參與，以促進清潔能源高質量發展。6關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見國家發改委、能源局電力源網荷儲一體化和多能互補作為提升電力發展質量和效率的重要抓手，符合新一代電力系統的建設方向，符合能源電力綠色低碳發展的相關要求，有助于促進非化石能源加快發展，提高我國在應對

10、氣候變化中的自主貢獻度，提升能源清潔利用水平、電力系統運行效率和電力供應保障能力7關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見國家發改委、能源局發改能源2022206號完善靈活性電源建設和運行機制、完善電力需求響應機制8電力輔助服務管理辦法國能發監管規202161號對儲能參與系統一二次調頻、調峰、備用、爬坡、轉動慣量、無功平衡等提出了補償與分攤機制，電力用戶參與分擔共享機制，以及跨區電力輔助服務機制。142.新能源側配置儲能政策序號省份政策文件新能源+儲能1河北關于推進風電、光伏發電科學有序發展的實施方案（征求意見稿）支持風電光伏按10%左右比例配套建設儲能設施。2山東2021年全省能源工

11、作指導意見新能源場站原則上配置不低于10%儲能設施。3山西（大同）大同市關于支持和推動儲能產業高質量發展的實施意見增量新能源項目全部配置儲能設施，配置比例不低于5。4陜西關于促進陜西省可再生能源高質量發展的意見（征求意見稿）陜北地區新能源不低于10%以上，其中榆林不低于20%，儲能時長不低于2小時。5甘肅關于加快推進全省新能源存量項目建設工作的通知鼓勵在建存量項目按河西5市配置10%-20%儲能、其他地區按5%-10%配置儲能，儲能時長均不小于2小時。6內蒙古2020年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知光伏電站儲能容量不低于5%、儲能時長在1小時以上。7青海關于印發支持儲能產業發展若干措施（

12、試行）的通知新建新能源配置儲能容量原則上不低于10%，時長2小時以上。8寧夏關于加快促進自治區儲能健康有序發展的指導意見(征求意見稿)不低于新能源裝機的10%、連續儲能時長2小時以上。9新疆關于在全疆開展發電側儲能電站建設試點的通知光伏電站裝機的20%、連續儲能時長2小時以上10河南關于加快推動河南省儲能設施建設的指導意見儲能配置比例不低于10%、連續儲能時長2小時以上11湖南關于做好儲能項目站址初選工作的通知風電20%、光伏10%，儲能時長2小時。12湖北關于開展2020年平價風電和平價光伏發電項目競爭配置工作的通知風儲項目配備的儲能容量不得低于風電項目配置容量的10。13江西關于做好202

13、1年新增光伏發電項目競爭優選有關工作的通知不低于光伏電站裝機規模的10%，時長1小時14浙江（衢州）關于加快建立衢州市清潔能源消納長效機制的通知儲能按照發電裝機容量的10%配置15貴州關于上報2021年光伏發電項目計劃的通知送出消納受限區域需配備10%的儲能16廣西關于第二次征求廣西2021年度風電、光伏競爭性配置評分及申報方案有關意見的函鼓勵儲能配置5%10%，時長不低于2小時17海南關于開展2021年度海南省集中式光伏發電平價上網項目工作的通知明確每個申報項目規模不得超過10萬千瓦，且同步配套建設備案規模10%的儲能裝置153.電力輔助服務政策序號省份政策文件儲能規模準入門檻調峰補償價格1

14、青海青海省電力輔助服務市場運營規則10MW/20MWh及以上儲能與風電場、太陽能電站雙邊協商議價儲能參與電網調峰0.5元/kWh2湖南湖南省電力輔助服務市場交易規則（試行）10MW及以上深度調峰：上限200元/MWh緊急短時調峰：上限600元/MWh3安徽安徽省電力調峰輔助服務市場運營規則(試行)10MW/40MWh及以上發電側儲能調峰報價上限按火電深度調峰限額執行4東北東北電力輔助服務市場運營規則（暫行）10MW/40MWh及以上發電側深度調峰：0.4元-1元/kWh用戶側儲能與新能源雙邊交易：0.1元-0.2元/kWh5江蘇江蘇電力輔助服務(調峰)市場交易規則啟停調峰20MW/40MWh及

15、以上中長期可調負荷調峰：谷段上限0.25元/kWh、平段上限0.6元/kWh、峰段上限0.9元/kWh。短時可調負荷調峰：需求時段4小時，上限1元/kWh；需求時段4小時，上限2元/kWh。深度調峰：上限600元/MWh。6山西山西獨立儲能和用戶可控負荷參與電力調峰市場交易實施細則（試行）20MW/40MWh及以上獨立儲能市場主體調峰按照火電機組參與電力調峰交易末檔區間。7福建福建省電力輔助服務(調峰)交易規則（試行）10MW/40MWh及以上（火電深度調峰上限600元/MWh）8湖北湖北電力調峰輔助服務市場運營規則（試行）10MW/40MWh及以上（火電深度調峰上限600元/MWh）9新疆新

16、疆電力輔助服務市場運營規則（試行）新疆電網發電側儲能管理暫行規則10MW/40MWh及以上5MW/10MWh及以上（火電深度調峰上限500元/MWh）發電側儲能：0.55元/kWh10山東山東電力輔助服務市場運營規則（試行）5MW/10MWh及以上調峰0.4元/kWh16序號省份政策文件新能源+儲能1北京北京市電力需求側管理試點工作財政獎勵資金管理辦法對通過主動需求響應臨時性減少的高峰電力負荷項目，按照響應時間(24小時、4小時、30分鐘)簽訂合同，獎勵標準分為三檔，分別為：80元/千瓦、100元/千瓦、120元/千瓦。2天津關于開展2021年度電力需求響應工作的通知填谷：固定補貼1.2元/k

17、Wh，競價補貼1.2-2元/kWh；削峰以實施細則為準。3江蘇關于開展春節期間電力需求響應工作的通知采用競價模式。0:00-8:00時段響應激勵標準為5元/千瓦，11:00-17:00時段響應激勵標準為8元/千瓦。4浙江關于開展2021年度電力需求響應工作的通知容量補貼（0.251元/千瓦）+電量補貼（4元/千萬時）5廣東關于開展市場化需求響應系統公測和結算試運行工作的通知中標出清價格4.5元/kWh。6湖南關于做好2021年迎峰度夏有序用電和需求響應有關工作的通知需求響應補償價格不高于2元/kWh。7湖北湖北電力需求響應實施方案（試行）響應補貼最高為20元/kW次8陜西2021年陜西省電力需

18、求響應工作方案緊急性削峰需求響應補貼最高35元/kW次，經濟性非居民需求響應補貼最高15元/kW次，經濟性居民需求響應補貼最高8元/kW次4.電力需求側響應政策175.儲能補貼政策序號省份政策文件新能源+儲能1青海關于印發支持儲能產業發展若干措施（試行）的通知對“新能源+儲能”、“水電+新能源+儲能”項目中自發自儲設施所發售的省內電網電量，給予每千瓦時0.10元運營補貼(經省工業和信息化廳認定使用本省產儲能電池60%以上的項目，在上述補貼基礎上，再增加每千瓦時0.05元補貼)，保證儲能設施利用小時數不低于540小時。2陜西（西安）VG VTY V6B4B6Y65 XA于進一步促進光伏產業持續健

19、康發展的意見對2021年1月1日至2023年12月31日期間建成運行的光伏儲能系統，自項目投運次月起對儲能系統按實際充電量給予投資人1元/千瓦時補貼，同一項目年度補貼最高不超過50萬元。3安徽（合肥）關于進一步促進光伏產業持續健康發展的意見對本政策發布后并網運行的光伏儲能系統，項目中組件、儲能電池、逆變器，采用工信部相關行業規范條件公告企業產品或合肥市推薦應用光伏產品導向目錄推薦產品的，自項目并網次月起給予儲能系統充電量1元/千瓦時補貼，同一項目年度最高補貼100萬元。且企業投資金額1000萬元以上的能源互聯網或微電網創新示范項目（光伏發電占比不低于10%），給予設備投資額10%的一次性補貼，

20、同一項目最高不超過150萬元。4江蘇（蘇州工業園）蘇州工業園區綠色發展專項引導資金管理辦法針對在園區備案實施、且已并網投運的分布式燃機項目、儲能項目，自項目投運后按發電量（放電量）補貼3年，補貼業主單位0.3元每千瓦時。18三、儲能價值體系分析1920電力用戶應用電網公司應用發電集團應用電能管理延緩電力設施投資電力市場（包括電能市場、容量市場以及輔助服務市場）儲能應用實現的價值提高可靠性、減少電費支出間接提高輸配電設備的輸電能力、提高電力基礎設施的利用率發電集團可以向電網提供電能、機組備用容量以及輔助服務電力用戶1提高電能質量電力用戶 電力用戶 2提高可靠性電力用戶 電力用戶 3減少電費支出電

21、力用戶 4減少容量費用(分步制電價容量部分費用)電力用戶 配網5電壓支持（暫態運行）電網公司 電網公司 6延緩配電網升級電網公司 電網公司 7提高可靠性（降低停電概率或停電時間）電網公司 8減少配網線損電網公司 電網公司 輸電網9減少電力阻塞的概率電網公司 電網公司 10延緩輸電線路擴容投資電網公司 電網公司 電網公司 11降低風電送出線路容量（或提高輸變電設備的利用率）電網公司 2.2 儲能技術在電力系統中的價值1.儲能在電力系統中的價值體系資料來源：EPRI21電力用戶應用電網公司應用發電集團應用電能管理延緩電力設施投資電力市場（包括電能市場、容量市場以及輔助服務市場）儲能應用實現的價值提

22、高可靠性、減少電費支出間接提高輸配電設備的輸電能力、提高電力基礎設施的利用率發電集團可以向電網提供電能、機組備用容量以及輔助服務安全運行與可再生能源接入12延緩尖峰機組的投資發電集團 發電集團 13向電力系統提供備用容量電網公司 電網公司 電網公司/發電集團14可再生能源接入（平滑輸出）電網公司/發電集團電網公司/發電集團15可再生能源接入（每日的削峰填谷）電網公司/發電集團電網公司/發電集團發電端16調頻電網公司 電網公司 發電集團 17備用機組（熱備用、冷啟動、維修備用）電網公司 電網公司 發電集團 18調峰電網公司 發電集團 19黑啟動電網公司 發電集團 20削峰填谷（低買高賣）發電集團

23、 資料來源：EPRI2.2 儲能技術在電力系統中的價值1.儲能在電力系統中的價值體系222.儲能價值應用分析研究232.儲能價值應用分析研究242.儲能價值應用分析研究252.儲能價值應用分析研究262.儲能價值應用分析研究272.儲能價值應用分析研究283.3 儲能與電力系統輔助服務儲能在電力系統不同環節并網將會產生不同的電力系統應用價值。美國洛基山研究所就對儲能設備運行在系統側，配電側以及用戶側并網的價值進行了對比。儲能設備應用于不同并網點應用價值差異如圖所示。3.儲能價值體系分析我國總體輔助服務價格的占比相對國外電力市場化的國家整體偏低，如：2019 年上半年，電力輔助服務市場補償費用共

24、 130.31億元，占上網電費總額的 1.47%。儲能在電力系統及輔助服務不同環節，會產生不同的應用價值。儲能系統的價值主要有以下應用：容量價值、功率價值、備用價值，如峰谷套利、基本容量、輔助服務（調峰、調頻、黑啟動）、需求側響應、電能質量 治理（電壓暫降）、備用容量等293.3 儲能與電力系統輔助服務051015202530020406080放電功率（放電功率（MW）放電時間（小時）放電時間（小時）應用類型1應用類型2應用類型3應用優先順序決定了不同種類應用價值疊加過程中的優先級，當某種應用的優先級較高時，其應用價值也將優先考慮。將各種應用按照放電頻率和放電時間分為三種類型，其放電特性分別如

25、圖所示：類型1：規律性放電并且與電網高峰負荷時間高度吻合類應用，包括能量時移、容量機組、負荷跟蹤、延緩輸電設備擴容、用戶分時電價管理、用戶容量電費管理。類型2：隨機頻繁放電類應用，具體包括系統調頻服務、輸配電無功支持，以及提升用戶供電質量。類型3：隨機偶爾放電類應用，具體包括系統備用容量、緩解輸配電線路擁堵，以及提升供電可靠性。4.儲能參與輔助服務兼容性303.3 儲能與電力系統輔助服務當兩個細分領域應用不屬于同種應用類型時，優先順序較低的應用只能出現在優先順序較高的應用完成后的剩余時間中，其價值系數也往往等于剩余可用時間的比重，即若某優先級應用的調用事件占全天時間的10%，則次級應用的價值疊

26、加系數為90%。應用剩余時間百分率0102030405060708090100提高供電質量提高供電可靠性系統備用調頻服務負荷跟蹤容量機組能量時移剩余可用時間（剩余可用時間（%）應用類型4.儲能參與輔助服務兼容性313.3 儲能與電力系統輔助服務根據儲能應用分析結果，將8種典型含多儲能形式的區域綜合能源系統應用的兼容性情況整理成表，其中綠色部分代表具有較高兼容性，藍色代表兼容性較低，黃色代表兼容性介于綠色和藍色之間。各類不同應用兼容性關系4.儲能參與輔助服務兼容性四、儲能價值計算案例32案例1新能源AGC儲能配置華中區域發電廠并網運行管理實施細則西北區域發電廠并網運行管理實施細則33案例1新能源

27、AGC儲能配置出力波動（MW）055101020203030概率80.8%10.6%6.0%2.0%0.6%出力波動（MW）055101020203030概率92.4%5.2%2.1%0.3%0.0%西北某100MW光伏電站全年逐10min出力數據分析配置儲能前配置儲能后儲能出力（MW）055101015152020概率97.6%2.05%0.3%0.05%0.0%儲能容量（MWh）055101015152020概率92.4%7.6%0.0%0.0%0.0%配置儲能前配置儲能后 對于該100MW光伏電站出力波動，10MW儲能功率可滿足99.65%概率下光伏電站出力波動滿足考核，10MWh儲能電

28、量可滿足100%概率下光伏電站出力波動滿足考核，該光伏電站儲能配置比例10%，1h即可。34案例2新能源棄電儲能配置儲能配置10/10西北某100MW光伏電站未配置儲能棄電率5.14%，保障收購1500h光伏裝機（MW）配置儲能（MW/MWh）配置儲能后棄電率儲能投資（萬元）實發電量（萬kWh）總投資（萬元）資本金收益率1000/05.14%0202324200010.22%10010/103.99%160020446436009.52%10010/203.07%280020615448009.09%10010/302.27%400020763460008.63%儲能配置10/20儲能配置10

29、/3035案例3電網側儲能配置00.10.20.30.40.50.60.70.80.911點2點3點4點5點6點7點8點9點10點11點12點13點14點15點16點17點18點19點20點21點22點23點24點負荷曲線抽蓄電站水電氣電區外電+煤電強迫出力煤電煤電調峰區儲能調峰區36案例3電網側儲能配置37案例3電網側儲能配置新能源規模占負荷比例1.01.52.02.53.03.54.0負荷（MW）100100100100100100100全風電100%409014019024029034.095%10458011515018522.0電網配置主變（MVA）180180180240（180）

30、240（180）2180（240）2180（240）儲能（MW）-（10）（90）（50）（100）全光伏100%0408012016020024095%-20104070100130160電網配置主變（MVA）180180180180180240（180）240（180）儲能（MW）-（20）（60）風光1：1100%-8296510113817421095%-24-1265278105131電網配置主變（MVA）180180180180180180240（180）儲能（MW）-（30）某220kV變電站供區最大外送功率分析380.000.200.400.600.801.001.201357

31、9 11 13 15 17 19 21 23連續生產型0.000.200.400.600.801.001.2013579 11 13 15 17 19 21 23商業服務型0.000.200.400.600.801.001.2013579 11 13 15 17 19 21 23公共服務型0.000.200.400.600.801.001.2013579 11 13 15 17 19 21 23居住型0.000.200.400.600.801.001.2013579 11 13 15 17 19 21 23日常工作型案例4用戶側儲能配置u 以下哪種用戶負荷特性具備儲能配置必要性？u 以下哪種用

32、戶負荷特性具備儲能配置經濟性？39案例4用戶側儲能配置123456789101112131415161718192021222324連續生產型最大值最小值平均值u 儲能功率是否選擇為“max(最大值-平均值)，（平均值-最小值）”？u 儲能運行方式是否將用戶負荷特性進行拉平？40案例4用戶側儲能配置用電分類電度電價（元/千瓦時）容（需）量電價不滿1千伏1-10千伏35千伏（20千伏）110千伏220千伏最大需量（元/千瓦月）變壓器容量（元/千瓦月）工商業及其他用電單一制0.69070.67070.65073825兩部制0.60670.58690.56880.5498湖北省2021年電價政策0:

33、001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00分時電價曲線41050010001500200025000:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00案例4用戶側儲能配置變壓器容量2500MVA最大值241

34、6MW平均值1882MW谷段平段峰段尖段平段平段 谷段某用戶案例42案例4用戶側儲能配置-300-200-10001002003004005000500100015002000250030000:001:002:003:004:005:006:007:008:009:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00儲能運行曲線優化曲線原始負荷曲線變壓器容量2500MVA最大值2416MW最大值2000MW谷段平段峰段尖段平段平段 谷段降容目標43-500-400-300-

35、200-1000100200300400500050010001500200025000:001:002:003:004:005:006:007:008:009:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00原始負荷曲線優化曲線儲能運行曲線案例4用戶側儲能配置變壓器容量2500MVA最大值2416MW谷段平段峰段尖段平段平段 谷段調峰目標44案例4用戶側儲能配置時段降容目標調峰目標充放電功率收益一充一放一充一放收益兩充兩放兩充兩放收益0:00kW元kW元kW元1:00-

36、69-23.48-100-34.14-100-34.142:00-160-54.58-100-34.14-100-34.143:00-256-87.27-100-34.14-100-34.144:00-160-54.53-100-34.14-100-34.145:00-157-53.59-100-34.14-100-34.146:00-100-34.14-100-34.147:00-100-34.14-100-34.148:009:0010:0010969.52134108.5411:005635.89134108.5412:00134108.5413:00134108.5414:001341

37、08.5415:00134108.5416:0018882.6117:00416182.3418:0019:00-400-263.2220:003113.59-400-263.2221:00400389.40400389.4022:00400389.40400389.4023:00日調峰收益（元）110506630年調峰收益（元）38672176996220668降容收益（元）15000000合計收益（元）188672176996220668容量配置：450kW/900kWh45XX企業典型負荷日曲線圖1儲能控制主要在超過負荷曲線設定閾值時啟動電池系統放電，其負荷谷段充電峰段放電主要用于削減用

38、戶的負荷需量最大值，在電價峰值放電谷價時段充電是為體現儲能電池的峰谷套利效益。負荷值大于1800kW時啟動BMS放電、并投入PCS系統參與用戶與電力系統的負荷平衡，以削減用戶對電力系統的最大負荷需求負荷低于1800kW時控制儲能系統停止放電、并根據采集的儲能電池當前放電深度、余量電量、當前時段系統電價等信息，控制儲能系統是否進行充電。一充兩放、兩充兩放儲能充放電控制時段曲線案例5用戶側側儲能價值體系計算46湖北分時電價時段曲線 2021年執行峰谷電價尖峰、高峰、谷、平各時段劃分尖峰時段：20:0022:00（共2小時）；高峰時段：09：0015:00（共6小時）；平段：07：0009:00、1

39、5:0020:00、22:0023:00（共8小時）；低谷時段：23：00次日07:00（共8小時）。峰谷分時電價價差基礎電價：同期湖北省電網銷售電價表所列電度電價，扣除政府性基金及附加，作為峰谷分時電價計算的基礎電價。平段電價=基礎電價+政府性基金及附加。尖峰電價=基礎電價180%+政府性基金及附加。高峰電價=基礎電價149%+政府性基金及附加。低谷電價=基礎電價48%+政府性基金及附加。00.20.40.60.811.212345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24銷售電價上網電價案例5用戶側側儲能價值體系計算47負荷需求目標：控

40、制值2100kVA 容量配置：500kW/2000kWh 綜合效率：85%DOD：90%2020年電價典型日負荷平均負荷差值充放電功率2020年收益2021年電價充放電功率2021年收益整點時刻10kV分時kWkWkWkW元10kV分時kW元0:000.326896低谷1931188250-169-59.840.31472低谷-169-57.611:000.326896低谷18401882-42-260-92.150.31472低谷-260-88.722:000.326896低谷17441882-137-356-126.110.31472低谷-356-121.413:000.326896低谷1

41、8401882-41-260-92.100.31472低谷-260-88.674:000.326896低谷16631882-219-437-155.110.31472低谷-437-149.335:000.326896低谷188718826-213-75.430.31472低谷-213-72.626:000.326896低谷16831882-198-217-76.820.31472低谷-307-104.687:000.326896低谷18021882-80-86-30.650.6067平段0.008:000.6117平段18601882-210.6067平段0.009:000.6117平段210

42、9188222700.000.881835高峰409391.3110:001.04986高峰20561882175500484.280.881835高峰356340.8211:001.04986高峰16701882-212500483.650.881835高峰270257.9412:000.6117平段188418822-216-143.500.881835高峰384367.0113:000.6117平段18731882-9-227-150.770.881835高峰323308.7114:000.6117平段17531882-128-347-229.960.881835高峰258247.161

43、5:000.6117平段2188188230700.000.6067平段00.0016:000.6117平段2416188253400.000.6067平段00.0017:000.6117平段17881882-93-212-140.430.6067平段-410-269.5718:001.04986高峰16811882-201500483.750.6067平段-419-275.8719:001.04986高峰20311882149500483.960.6067平段-169-111.2120:001.04986高峰18261882-56500483.481.0559尖峰500572.0721:00

44、1.04986高峰19881882106500483.511.0559尖峰500572.1022:000.6117平段17771882-1050.6067平段0.0023:000.6117平段18701882-120.31472低谷0.002416最大負荷534日調峰收益1,5301,7171663最小負荷-219年調峰收益5354186011061882平均負荷0降容收益100800900002500變壓器容量合計收益合計收益636218636218691106691106僅峰谷套利僅峰谷套利案例5用戶側側儲能價值體系計算482020年電價調峰目標 容量配置：450kW/900kWh 綜合效

45、率：85%DOD：90%2021年電價調峰目標 容量配置：450kW/900kWh 綜合效率：85%DOD：90%一充兩放一充兩放收益兩充兩放兩充兩放收益一充一放一充一放收益兩充兩放兩充兩放收益kW元kW元kW元kW元-100-35.46-100-35.46-100-34.14-100-34.14-100-35.46-100-35.46-100-34.14-100-34.14-100-35.46-100-35.46-100-34.14-100-34.14-100-35.46-100-35.46-100-34.14-100-34.14-100-35.46-100-35.46-100-34.14-

46、100-34.14-100-35.46-100-35.46-100-34.14-100-34.14-100-35.46-100-35.46-100-34.14-100-34.14-100-35.46-100-35.46134108.54134129.22400387.17134108.54134129.22400387.17134108.54-200-132.70134108.54-200-132.70134108.54-200-132.70134108.54-200-132.70134129.22200193.58-400-263.22134129.22200193.58-400-263.2

47、2134129.22200193.58400389.40400389.40134129.22200193.58400389.40400389.40-100-34.14-100-34.144927345066301720782569831769962206680000172078172078256983256983176996176996220668220668案例5用戶側側儲能價值體系計算49方案一 效益分類效益分類名稱名稱數值數值峰谷套利峰谷套利電池容量（kVA）2000峰谷轉移電量（萬kWh）100充放損失電量（萬kWh）15峰值電價（元/kWh）0.98586谷段電價（元/kWh）0.2

48、629電價差（元/kWh）0.72296年收益（萬元/年）68.35 68.35 容量價值容量價值配變容量（kVA）2500最大需量（kW）2416全年需量（kW）1300儲能PCS容量（kVA）500按需量（元/kVA月）42按容量（元/kVA月）28容量繳納（萬元）84需量繳納（萬元）65.52容量電費節?。ㄈf元/年）18.4818.48電能質量電能質量閃變閃變閃變頻次（次/年）3事故損失（萬元/次）5諧波（萬元/次）0三相不平衡（萬元/次）0事故止損收益（萬元/年）1515備用電源備用電源系統備用（次）0黑啟動（次）0備用收益（萬元/年）0 0稅后年收益（萬元）101.83 靜態投資（萬

49、元）370.00 動態投資（萬元）381.1年運行維護費（萬元）2 投資回收期（年）3.82 效益分類效益分類名稱名稱數值數值峰谷套利峰谷套利電池容量（kVA）2000峰谷轉移電量（萬kWh）120充放損失電量（萬kWh）18尖峰電價（元/kWh）1.04986高峰電價（元/kWh）0.880073谷段電價（元/kWh）0.326896電價差（元/kWh）0.595624 年收益（萬元/年）65.59 容量價值容量價值配變容量（kVA）2500最大需量（kW）2416全年需量（kW）1300儲能PCS容量（kVA）500按需量（元/kVA月）38按容量（元/kVA月）25容量繳納（萬元）75需

50、量繳納（萬元）59.28容量電費節?。ㄈf元/年）15.72電能質量電能質量閃變閃變閃變頻次（次/年）3事故損失（萬元/次）5諧波（萬元/次）0三相不平衡（萬元/次）0事故止損收益（萬元/年）15備用電源備用電源系統備用（次）0黑啟動（次）0備用收益（萬元/年）0稅后年收益（萬元）96.31 靜態投資（萬元）370.00 動態投資（萬元）381.1年運行維護費（萬元）2 投資回收期（年）4.04 4.04 方案二 兩充兩放儲能系統500kW/2000kWh，2020年電價及分時政策，考查儲能項目2020年基準收益情況。兩充兩放儲能系統500kW/2000kWh，2021年電價及分時政策，考查儲能

51、項目2021年基準收益情況。案例5用戶側側儲能價值體系計算50方案三 方案四 一充兩放儲能系統600kW/3600kWh，2020年電價及分時政策，考查儲能項目調整后2020年收益情況一充兩放儲能系統600kW/3600kWh，2021年電價及分時政策，考查儲能項目調整后2020年收益情況。效益分類效益分類名稱名稱數值數值峰谷套利峰谷套利電池容量（kVA）3600峰谷轉移電量（萬kWh）108充放損失電量（萬kWh）16.2尖峰電價（元/kWh）1.04986高峰電價（元/kWh）0.880073谷段電價（元/kWh）0.326896電價差（元/kWh）0.595624 年收益（萬元/年）59

52、.03 59.03 容量價值容量價值配變容量（kVA）2500最大需量（kW）2416全年需量（kW）1200儲能PCS容量（kVA）600按需量（元/kVA月）38按容量（元/kVA月）25容量繳納（萬元）75需量繳納（萬元）54.72容量電費節?。ㄈf元/年）20.2820.28電能質量電能質量閃變閃變閃變頻次（次/年）3事故損失（萬元/次）5諧波（萬元/次）0三相不平衡（萬元/次）0事故止損收益（萬元/年）1515備用電源備用電源系統備用（次）0黑啟動（次）0備用收益（萬元/年）0 0稅后年收益（萬元）94.31 靜態投資（萬元）630.00 動態投資（萬元）648.9年運行維護費（萬元）

53、2 投資回收期（年）7.03 7.03 效益分類效益分類名稱名稱數值數值峰谷套利峰谷套利電池容量（kVA）3600峰谷轉移電量（萬kWh）108充放損失電量（萬kWh）16.2峰值電價（元/kWh）0.98586谷段電價（元/kWh）0.2629電價差（元/kWh）0.72296年收益（萬元/年）73.82 73.82 容量價值容量價值配變容量（kVA）2500最大需量（kW）2416全年需量（kW）1200儲能PCS容量（kVA）600按需量（元/kVA月）42按容量（元/kVA月）28容量繳納（萬元）84需量繳納（萬元）60.48容量電費節?。ㄈf元/年）23.5223.52電能質量閃電能質

54、量閃變變閃變頻次（次/年）3事故損失（萬元/次）5諧波（萬元/次）0三相不平衡（萬元/次）0事故止損收益（萬元/年）1515備用電源備用電源系統備用（次）0黑啟動（次）0備用收益（萬元/年）0 0稅后年收益（萬元）112.34 靜態投資（萬元）630.00 動態投資（萬元）648.9年運行維護費（萬元）2 投資回收期（年）投資回收期（年）5.88 5.88 案例5用戶側側儲能價值體系計算51五、儲能系統價值探討52531.儲能系統配置原則問題2.儲能系統效率、放電深度問題DC側容量AC側容量若以AC側放出電量最大值為準100MWh120MWh 儲能系統效率為一次完整充放電循環PCS交流側測得“

55、放電量/充電量”，考慮系統效率為X，則單次充或單次放效率為X的開方值。若考慮交流側容量為E，充放電深度為90%，則AC側放出電量最大值為E*90%。鋰電池釩電池100MWh128MWh計入造價543.儲能電池衰減問題 儲能系統隨著充放電循環對其容量會有一定程度衰減，一般10年期容量衰減至80%則需更換電芯或更換電解液，計算其充放電過程，需類似光伏發電衰減計算運營期年平均充放電量。（具體衰減系數和電芯測試值需由廠商提供）20年收益某儲能電站運營期收益（萬元）第1年1486.28第2年1474.39第3年1462.60第4年1450.90第5年1439.29第6年1427.78第7年1416.35

56、第8年1405.02第9年1393.78第10年1486.28第11年1474.39第12年1462.60第13年1450.90第14年1439.29第15年1427.78第16年1416.35第17年1405.02第18年1393.78第19年1382.63第20年1371.57平均值1433.35554.儲能系統綜合效率問題10MW/80MWh一充一放+出租指標收益+響應序號項目單位數量備注1儲能容量MWh80容量10MW/80MWh2投資萬元187503日均充電量kWh100000低谷時段充電4系統充電效率%60%儲能系統效率5日均放電量kWh60000610kV兩部制電價元/kWh0.

57、652電力公司代理售電價7日均充電電費元33646.4充電 低谷電價48%8日均放電收益元59781.54放電 基準電價*149%高峰6h+180%尖峰2h（按80000度電75%的概率計算，如總運行電量有變化需修改相應數字）9標準生產日天數天33010年均收益萬元862.46（放電收益-充電電費）*天數11出租指標MWh20121MW/年 收益萬元4013年均收益萬元80014需求側響應kW1000015激勵政策kW/元*次25邀約 日前響應20、日內響應2516響應次數次317響應激勵收益萬元7518年均總收益萬元1837.46 19回收期年10.2系統設計壽命30年，本表按照25年計算，考慮一定殘值 20 內部收益率IRR:%7.01 儲能系統受充放電系統綜合效率所限，不同儲能技術路線 效率不同，在各?。ㄊ校┑姆骞入妰r政策下，峰谷價差作為儲能系統的主要收益來源之一，56凝心凝心 聚力聚力 創新創新 共享共享