儲能系統(tǒng)在電力輔助服務(wù)市場中的價值分析與探討

凝心 聚力 創(chuàng)新 共享儲能系統(tǒng)在電力輔助服務(wù)市場中的價值分析與探討1123452一、儲能發(fā)展概述31.儲能技術(shù)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(dǎo)電磁儲能儲能技術(shù)4據(jù)不完全統(tǒng)計，截至2021年底，全球已投運儲能項目累計裝機規(guī)模209.4GW，同比增長9%；其中電化學儲能累計裝機規(guī)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(shù)中，鋰離子電池的累計裝機規(guī)模最大23GW，占比90.9%。1.儲能技術(shù)分類51.儲能技術(shù)分類截至2021年底，我國已投運儲能項目累計裝機規(guī)模46.1GW，同比增長30%，占全球總規(guī)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(guī)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(shù)中，鋰離子電池的累計裝機規(guī)模最大5.14GW，占比89.7%。6電源側(cè)柔化新能源發(fā)電曲線，降低間歇性發(fā)電負荷對電網(wǎng)的沖擊；減少棄風棄光，消納過剩的發(fā)電量；提高新能源可控性，作為可調(diào)節(jié)電源；火電廠備用、調(diào)頻，低常規(guī)發(fā)電的備用量。輸電側(cè)局部區(qū)域的電網(wǎng)儲能，就地峰谷平衡；局地調(diào)頻資源，作為調(diào)頻資源統(tǒng)一調(diào)度；地區(qū)電網(wǎng)黑啟動電源；提高電網(wǎng)系統(tǒng)效率，減少電網(wǎng)峰谷差，降低發(fā)電側(cè)旋轉(zhuǎn)備用與調(diào)頻。配電側(cè)微電網(wǎng)，組建風光儲充等微電網(wǎng)系統(tǒng)；提高電能質(zhì)量，保持電壓、頻率在合理范圍，隔離電網(wǎng)沖擊；提高供電可靠性，備用電源；削峰填谷，治理季節(jié)性局部容量短缺問題。用戶側(cè)削峰填谷，減少電費；備用電源，不間斷供電；平滑負荷曲線，降低容量電費；應(yīng)急保電，時域性負荷臨時供電。2.儲能應(yīng)用場景78輔助服務(wù)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(fā)電商業(yè)分布式發(fā)電商業(yè)儲能儲熱需求側(cè)響應(yīng)大規(guī)模風電引自美國電科院《Electricity

Energy

Storage

TechnologyOptions》2.儲能應(yīng)用場景9發(fā)電領(lǐng)域輔助動態(tài)運行取代或延緩新建機組輔助服務(wù)領(lǐng)域調(diào)頻服務(wù)電壓支持調(diào)峰服務(wù)備用容量電力輸配領(lǐng)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分時電價管理容量費用管理電能質(zhì)量商業(yè)建筑儲能家用儲能可再生能源接入可再生能源平滑輸出/削峰填谷爬坡率控制分布式發(fā)電和微網(wǎng)調(diào)壓微網(wǎng)運行可再生能源供應(yīng)和節(jié)能并舉電能轉(zhuǎn)移和提高能效2.儲能應(yīng)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(cè)領(lǐng)域的累計裝機規(guī)模最大，為1076.9MW，所占比重為38.6%；2020年，從中國新增投運的電化學儲能項目來看，集中式可再生能源并網(wǎng)側(cè)領(lǐng)域的新增裝機規(guī)模最大，所占比重接近50%；2020年中國新增投運電化學儲能項目的應(yīng)用分布（MW%）用戶側(cè),27.0%電網(wǎng)側(cè),6.0%輔助服務(wù),19.0%集中式可再生能源并網(wǎng),48.0%2020年中國已投運電化學儲能項目的應(yīng)用分布（MW%）用戶側(cè),38.6%電網(wǎng)側(cè),14.1%輔助服務(wù),18.4%集中式可再生能源并網(wǎng),28.9%2.儲能應(yīng)用場景：CNESA10應(yīng)用應(yīng)用類型應(yīng)用目的電源側(cè)調(diào)峰調(diào)頻配合電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻，穩(wěn)定電網(wǎng)旋轉(zhuǎn)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(wǎng)側(cè)儲能電站調(diào)峰調(diào)頻，提供緊急功率支撐備用容量解決電網(wǎng)峰值功率分布式微電網(wǎng)平抑可再生能源電源波動用戶側(cè)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(yīng)急電源/微網(wǎng)提高電源供應(yīng)可靠和安全性2.儲能應(yīng)用場景3.儲能系統(tǒng)類型儲能系統(tǒng)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(wǎng)調(diào)頻能力，大幅提高電網(wǎng)接納可再生能源的能力，促進可再生能源的集約化開發(fā)和利用，充放電倍率≥2C。功率型容量型儲能系統(tǒng)能夠大規(guī)模地儲存電能，增強電網(wǎng)調(diào)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(tài)，提高系統(tǒng)效率和輸配電設(shè)備的利用率，延緩新的發(fā)電機組和輸電線路的建設(shè)，節(jié)約大量投資。充放電倍率≤0.5C。平衡型在電力系統(tǒng)遇到大的擾動時，儲能系統(tǒng)可以瞬時吸收或釋放能量，避免系統(tǒng)失穩(wěn)，恢復(fù)正常運行，對于對電壓暫降和短時中斷等暫態(tài)電能質(zhì)量問題特別敏感的用電負荷，儲能技術(shù)可以快速補償各種電能質(zhì)量擾動，保證優(yōu)質(zhì)供電；在系統(tǒng)因故障而停電時，儲能系統(tǒng)又可以起到大型不間斷電源的作用，充放電倍率介于0.5C～2C。12二、儲能與輔助服務(wù)政策支持131.國家政策序號文件名文號政策解讀1關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見2019-2020年行動計劃發(fā)改辦能源〔2019〕725號行動計劃是指導(dǎo)意見的具體工作落實文件。2輸配電定價成本監(jiān)審辦法發(fā)改價格規(guī)〔2019〕897號文中明確抽水蓄能電站、電儲能設(shè)施、電網(wǎng)所屬且已單獨核定上網(wǎng)電價的電廠的成本費用不得計入輸配電定價成本。3關(guān)于加強儲能標準化工作的實施方案國能綜通科技〔2020〕3號積極推進關(guān)鍵儲能標準制定，鼓勵新興儲能技術(shù)和應(yīng)用的標準研究工作，是指導(dǎo)意見的具體工作落實文件。4儲能技術(shù)專業(yè)學科發(fā)展行動計劃（2020—2024年）教高函〔2020〕1號立足產(chǎn)業(yè)發(fā)展重大需求，統(tǒng)籌整合高等教育資源，加快建立發(fā)展儲能技術(shù)學科專業(yè)，加快培養(yǎng)急需緊缺人才，破解共性和瓶頸技術(shù)，是推動我國儲能產(chǎn)業(yè)和能源高質(zhì)量發(fā)展的現(xiàn)實需要和必然選擇。5關(guān)于建立健全清潔能源消納長效機制的指導(dǎo)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(tǒng)調(diào)節(jié)能力、和著力推動清潔能源消納模式創(chuàng)新方面，都提出鼓勵推動電儲能建設(shè)和參與，以促進清潔能源高質(zhì)量發(fā)展。6關(guān)于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導(dǎo)意見國家 、能源局電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補作為提升電力發(fā)展質(zhì)量和效率的重要抓手，符合新一代電力系統(tǒng)的建設(shè)方向，符合能源電力綠色低碳發(fā)展的相關(guān)要求，有助于促進非化石能源加快發(fā)展，提高我國在應(yīng)對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(tǒng)運行效率和電力供應(yīng)保障能力7關(guān)于完善能源綠色低碳轉(zhuǎn)型體制機制和政策措施的意見國家 、能源局發(fā)改能源〔2022〕206號完善靈活性電源建設(shè)和運行機制、完善電力需求響應(yīng)機制8電力輔助服務(wù)管理辦法國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕61號對儲能參與系統(tǒng)一二次調(diào)頻、調(diào)峰、備用、爬坡、轉(zhuǎn)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(qū)電力輔助服務(wù)機制。142.新能源側(cè)配置儲能政策序號省份政策文件新能源+儲能1河北關(guān)于推進風電、光伏發(fā)電科學有序發(fā)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(shè)儲能設(shè)施。2山東2021年全省能源工作指導(dǎo)意見新能源場站原則上配置不低于10%儲能設(shè)施。3山西（大同）大同市關(guān)于支持和推動儲能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的實施意見增量新能源項目全部配置儲能設(shè)施，配置比例不低于5％。4陜西關(guān)于促進陜西省可再生能源高質(zhì)量發(fā)展的意見（征求意見稿）陜北地區(qū)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(guān)于加快推進全省新能源存量項目建設(shè)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(qū)按5%-10%配置儲能，儲能時長均不小于2小時。6內(nèi)蒙古2020年風電、光伏發(fā)電項目建設(shè)有關(guān)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(guān)于印發(fā)支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施（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(guān)于加快促進 儲能健康有序發(fā)展的指導(dǎo)意見(征求意見稿)不低于新能源裝機的10%、連續(xù)儲能時長2小時以上。9新疆關(guān)于在全疆開展發(fā)電側(cè)儲能電站建設(shè)試點的通知光伏電站裝機的20%、連續(xù)儲能時長2小時以上10河南關(guān)于加快推動河南省儲能設(shè)施建設(shè)的指導(dǎo)意見儲能配置比例不低于10%、連續(xù)儲能時長2小時以上11湖南關(guān)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(guān)于開展2020年平價風電和平價光伏發(fā)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(guān)于做好2021年新增光伏發(fā)電項目競爭優(yōu)選有關(guān)工作的通知不低于光伏電站裝機規(guī)模的10%，時長1小時14浙江（衢州）關(guān)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(fā)電裝機容量的10%配置15貴州關(guān)于上報2021年光伏發(fā)電項目計劃的通知送出消納受限區(qū)域需配備10%的儲能16廣西關(guān)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(guān)意見的函鼓勵儲能配置5%～10%，時長不低于2小時17海南關(guān)于開展2021年度海南省集中式光伏發(fā)電平價上網(wǎng)項目工作的通知明確每個申報項目規(guī)模不得超過10萬千瓦，且同步配套建設(shè)備案規(guī)模10%的儲能裝置153.電力輔助服務(wù)政策序號省份政策文件儲能規(guī)模準入門檻調(diào)峰補償價格1青海青海省電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則10MW/20MWh及以上儲能與風電場、太陽能電站雙邊協(xié)商議價儲能參與電網(wǎng)調(diào)峰0.5元/kWh2湖南湖南省電力輔助服務(wù)市場交易規(guī)則（試行）10MW及以上深度調(diào)峰：上限200元/MWh

緊急短時調(diào)峰：上限600元/MWh3安徽安徽省電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運營規(guī)則(試行)10MW/40MWh及以上發(fā)電側(cè)儲能調(diào)峰報價上限按火電深度調(diào)峰限額執(zhí)行4東北東北電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（暫行）10MW/40MWh及以上發(fā)電側(cè)深度調(diào)峰：0.4元-1元/kWh用戶側(cè)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(wù)(調(diào)峰)市場交易規(guī)則啟停調(diào)峰20MW/40MWh及以上中長期可調(diào)負荷調(diào)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(diào)負荷調(diào)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(diào)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(diào)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(diào)峰按照火電機組參與電力調(diào)峰交易末檔區(qū)間。7福建福建省電力輔助服務(wù)(調(diào)峰)交易規(guī)則（試行）10MW/40MWh及以上（火電深度調(diào)峰上限600元/MWh）8湖北湖北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（試行）10MW/40MWh及以上（火電深度調(diào)峰上限600元/MWh）9新疆新疆電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（試行）新疆電網(wǎng)發(fā)電側(cè)儲能管理暫行規(guī)則10MW/40MWh及以上5MW/10MWh及以上（火電深度調(diào)峰上限500元/MWh）發(fā)電側(cè)儲能：0.55元/kWh10山東山東電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（試行）5MW/10MWh及以上調(diào)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(cè)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(yīng)臨時性減少的高峰電力負荷項目，按照響應(yīng)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(guān)于開展2021年度電力需求響應(yīng)工作的通知填谷：固定補貼1.2元/kWh，競價補貼1.2-2元/kWh；削峰以實施細則為準。3江蘇關(guān)于開展春節(jié)期間電力需求響應(yīng)工作的通知采用競價模式。0:00-8:00時段響應(yīng)激勵標準為5元/千瓦，11:00-17:00時段響應(yīng)激勵標準為8元/千瓦。4浙江關(guān)于開展2021年度電力需求響應(yīng)工作的通知容量補貼（0.25～1元/千瓦）+電量補貼（4元/千萬時）5廣東關(guān)于開展市場化需求響應(yīng)系統(tǒng)公測和結(jié)算試運行工作的通知中標出清價格4.5元/kWh。6湖南關(guān)于做好2021年迎峰度夏有序用電和需求響應(yīng)有關(guān)工作的通知需求響應(yīng)補償價格不高于2元/kWh。7湖北湖北電力需求響應(yīng)實施方案（試行）響應(yīng)補貼最高為20元/kW·次8陜西2021年陜西省電力需求響應(yīng)工作方案緊急性削峰需求響應(yīng)補貼最高35元/kW·次，經(jīng)濟性非居民需求響應(yīng)補貼最高15元/kW·次，經(jīng)濟性居民需求響應(yīng)補貼最高8元/kW·次4.

電力需求側(cè)響應(yīng)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(guān)于印發(fā)支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)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(fā)自儲設(shè)施所發(fā)售的省內(nèi)電網(wǎng)電量，給予每千瓦時0.10元運營補貼(經(jīng)省工業(yè)和信息化廳認定使用本省產(chǎn)儲能電池60%以上的項目，在上述補貼基礎(chǔ)上，再增加每千瓦時0.05元補貼)，保證儲能設(shè)施利用小時數(shù)不低于540小時。2陜西（西安）VG

VTY

V6B4B6Y65

XA于進一步促進光伏產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)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(tǒng)，自項目投運次月起對儲能系統(tǒng)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(guān)于進一步促進光伏產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的意見對本政策發(fā)布后并網(wǎng)運行的光伏儲能系統(tǒng)，項目中組件、儲能電池、逆變器，采用工信部相關(guān)行業(yè)規(guī)范條件公告企業(yè)產(chǎn)品或《合肥市推薦應(yīng)用光伏產(chǎn)品導(dǎo)向目錄》推薦產(chǎn)品的，自項目并網(wǎng)次月起給予儲能系統(tǒng)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(yè)投資金額1000萬元以上的能源互聯(lián)網(wǎng)或微電網(wǎng)創(chuàng)新示范項目（光伏發(fā)電占比不低于10%），給予設(shè)備投資額10%的一次性補貼，同一項目最高不超過150萬元。4江蘇（蘇州工業(yè)園）蘇州工業(yè)園區(qū)綠色發(fā)展專項引導(dǎo)資金管理辦法針對在園區(qū)備案實施、且已并網(wǎng)投運的分布式燃機項目、儲能項目，自項目投運后按發(fā)電量（放電量）補貼3年，補貼業(yè)主單位0.3元每千瓦時。18三、儲能價值體系分析19電力用戶應(yīng)用電網(wǎng)公司應(yīng)用發(fā)電集團應(yīng)用電能管理延緩電力設(shè)施投資電力市場（包括電能市場、容量市場以及輔助服務(wù)市場）儲能應(yīng)用實現(xiàn)的價值提高可靠性、減少電費支出間接提高輸配電設(shè)備的輸電能力、提高電力基礎(chǔ)設(shè)施的利用率發(fā)電集團可以向電網(wǎng)提供電能、機組備用容量以及輔助服務(wù)電力用戶1提高電能質(zhì)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(wǎng)5電壓支持（暫態(tài)運行）電網(wǎng)公司電網(wǎng)公司6延緩配電網(wǎng)升級電網(wǎng)公司電網(wǎng)公司7提高可靠性（降低停電概率或停電時間）電網(wǎng)公司8減少配網(wǎng)線損電網(wǎng)公司電網(wǎng)公司輸電網(wǎng)9減少電力阻塞的概率電網(wǎng)公司電網(wǎng)公司10延緩輸電線路擴容投資電網(wǎng)公司電網(wǎng)公司電網(wǎng)公司11降低風電送出線路容量（或提高輸變電設(shè)備的利用率）電網(wǎng)公司1.

儲能在電力系統(tǒng)中的價值體系資料：EPRI20電力用戶應(yīng)用電網(wǎng)公司應(yīng)用發(fā)電集團應(yīng)用電能管理延緩電力設(shè)施投資電力市場（包括電能市場、容量市場以及輔助服務(wù)市場）儲能應(yīng)用實現(xiàn)的價值提高可靠性、減少電費支出間接提高輸配電設(shè)備的輸電能力、提高電力基礎(chǔ)設(shè)施的利用率發(fā)電集團可以向電網(wǎng)提供電能、機組備用容量以及輔助服務(wù)安全運行與可再生能源接入12延緩尖峰機組的投資發(fā)電集團發(fā)電集團13向電力系統(tǒng)提供備用容量電網(wǎng)公司電網(wǎng)公司電網(wǎng)公司/發(fā)電集團14可再生能源接入（平滑輸出）電網(wǎng)公司/發(fā)電集團電網(wǎng)公司/發(fā)電集團15可再生能源接入（每日的削峰填谷）電網(wǎng)公司/發(fā)電集團電網(wǎng)公司/發(fā)電集團發(fā)電端16調(diào)頻電網(wǎng)公司電網(wǎng)公司發(fā)電集團17備用機組（熱備用、冷啟動、維修備用）電網(wǎng)公司電網(wǎng)公司發(fā)電集團18調(diào)峰電網(wǎng)公司發(fā)電集團19黑啟動電網(wǎng)公司發(fā)電集團20削峰填谷（低買高賣）發(fā)電集團1.

儲能在電力系統(tǒng)中的價值體系資料：EPRI212.

儲能價值應(yīng)用分析研究222.

儲能價值應(yīng)用分析研究232.

儲能價值應(yīng)用分析研究242.

儲能價值應(yīng)用分析研究252.

儲能價值應(yīng)用分析研究262.

儲能價值應(yīng)用分析研究27儲能在電力系統(tǒng)不同環(huán)節(jié)并網(wǎng)將會產(chǎn)生不同的電力系統(tǒng)應(yīng)用價值。美國洛基山研究所就對儲能設(shè)備運行在系統(tǒng)側(cè)，配電側(cè)以及用戶側(cè)并網(wǎng)的價值進行了對比。儲能設(shè)備應(yīng)用于不同并網(wǎng)點應(yīng)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(wù)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(wù)市場補償費用共130.31億元，占上網(wǎng)電費總額的

1.47%。儲能在電力系統(tǒng)及輔助服務(wù)不同環(huán)節(jié)，會產(chǎn)生不同的應(yīng)用價值。儲能系統(tǒng)的價值主要有以下應(yīng)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(wù)（調(diào)峰、調(diào)頻、黑啟動）、需求側(cè)響應(yīng)、電能質(zhì)量治理（電壓暫降）、備用容量等280302520151050206080放電功率（MW）40放電時間（小時）應(yīng)用類型1應(yīng)用類型2應(yīng)用類型3應(yīng)用優(yōu)先順序決定了不同種類應(yīng)用價值疊加過程中的優(yōu)先級，當某種應(yīng)用的優(yōu)先級較高時，其應(yīng)用價值也將優(yōu)先考慮。將各種應(yīng)用按照放電頻率和放電時間分為三種類型，其放電特性分別如圖所示：類型1：規(guī)律性放電并且與電網(wǎng)高峰負荷時間高度吻合類應(yīng)用，包括能量時移、容量機組、負荷跟蹤、延緩輸電設(shè)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(yīng)用，具體包括系統(tǒng)調(diào)頻服務(wù)、輸配電無功支持，以及提升用戶供電質(zhì)量。類型3：隨機偶爾放電類應(yīng)用，具體包括系統(tǒng)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(wù)兼容性2930當兩個細分領(lǐng)域應(yīng)用不屬于同種應(yīng)用類型時，優(yōu)先順序較低的應(yīng)用只能出現(xiàn)在優(yōu)先順序較高的應(yīng)用完成后的剩余時間中，其價值系數(shù)也往往等于剩余可用時間的比重，即若某優(yōu)先級應(yīng)用的調(diào)用事件占全天時間的10%，則次級應(yīng)用的價值疊加系數(shù)為90%。應(yīng)用剩余時間百分率0102030405060708090100系統(tǒng)備用提高供電可靠性提高供電質(zhì)量調(diào)頻服務(wù)能量時移容量機組負荷跟蹤剩余可用時間（%）應(yīng)用類型4.

儲能參與輔助服務(wù)兼容性31根據(jù)儲能應(yīng)用分析結(jié)果，將8種典型含多儲能形式的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)應(yīng)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(yīng)用兼容性關(guān)系4.

儲能參與輔助服務(wù)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(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則西北區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則33案例1——新能源AGC儲能配置出力波動（MW）0～55～1010～2020～30＞30概率80.8%10.6%6.0%2.0%0.6%出力波動（MW）0～55～1010～2020～30＞30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(shù)據(jù)分析配置儲能前配置儲能后儲能出力（MW）0～55～1010～1515～20＞20概率97.6%2.05%0.3%0.05%0.0%儲能容量（MWh）0～55～1010～1515～20＞20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(fā)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10/3035案例3——電網(wǎng)側(cè)儲能配置10.90.80.70.60.50.40.30.20.101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(qū)外電+煤電強迫出力煤電煤電調(diào)峰區(qū)儲能調(diào)峰區(qū)36案例3——電網(wǎng)側(cè)儲能配置37案例3——電網(wǎng)側(cè)儲能配置新能源規(guī)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(wǎng)配置主變（MVA）180180180240（180）240（180）2×180（240）2×180（240）儲能（MW）---（10）（90）（50）（100）全光伏100%0408012016020024095%-20104070100130160電網(wǎng)配置主變（MVA）180180180180180240（180）240（180）儲能（MW）-----（20）（60）風光1：1100%-8296510113817421095%-24-1265278105131電網(wǎng)配置主變（MVA）180180180180180180240（180）儲能（MW）------（30）38某220kV變電站供區(qū)最大外送功率分析1.201.000.800.600.400.200.001

3

5

7

9

11

13

15

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19

21

23連續(xù)生產(chǎn)型1.201.000.800.600.400.200.001

3

5

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9

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13

15

17

19

21

23商業(yè)服務(wù)型1.201.000.800.600.400.200.001 3 5 7 9

11

13

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23公共服務(wù)型1.201.000.800.600.400.200.001 3 5 7 9

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23居住型1.201.000.800.600.400.200.001 3 5 7 9

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21

23日常工作型案例4——用戶側(cè)儲能配置以下哪種用戶負荷特性具備儲能配置必要性？以下哪種用戶負荷特性具備儲能配置經(jīng)濟性？39案例4——用戶側(cè)儲能配置123456789 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24連續(xù)生產(chǎn)型最大值

平均值最小值儲能功率是否選擇為“max[(最大值-平均值)，（平均值-最小值）]”？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(cè)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(yè)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0:00411:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:00

23:00分時電價曲線050010001500200025000:001:00 2:00 3:00 4:005:006:00 7:008:00 9:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:00

23:00案例4——用戶側(cè)儲能配置變壓器容量2500MVA最大值2416MW平均值1882MW谷段平段峰段平段尖段

平段

谷段某用戶案例42案例4——用戶側(cè)儲能配置-300-200-10001002003004005000500100015002000250030000:001:002:003:00

4:005:006:007:00

8:009:00

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23:00儲能運行曲線 優(yōu)化曲線 原始負荷曲線變壓器容量2500MVA最大值2416MW最大值2000MW谷段平段峰段平段尖段

平段

谷段降容目標43-500-400-300-200-1000100200300050010001500200025000:001:00 2:00 3:00 4:005:006:00 7:00 8:00 9:00

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23:00原始負荷曲線 優(yōu)化曲線 儲能運行曲線案例4——用戶側(cè)儲能配置500變壓器容量4002500MVA最大值2416MW谷段平段峰段平段尖段

平段

谷段調(diào)峰目標44案例4——用戶側(cè)儲能配置時段降容目標調(diào)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1:00-69-23.48-100-34.14-100-34.142:00-160-54.58-100-34.14-100-34.143:00-256-87.27-100-34.14-100-34.144:00-160-54.53-100-34.14-100-34.145:00-157-53.59-100-34.14-100-34.146:00-100-34.14-100-34.147:00容量配置：450kW/900kWh-100-34.14-100-34.148:009:0010:0010969.52134108.5411:005635.89134108.5412:00134108.5413:00134108.5414:00134108.5415:00134108.5416:0018882.6117:00416182.3418:0019:00-400-263.2220:003113.59-400-263.2221:00400389.40400389.4022:00400389.40400389.4023:00日調(diào)峰收益（元）110506630年調(diào)峰收益（元）38672176996220668降容收益（元）15000000合計收益（元）18867217699622066845XX企業(yè)典型負荷日曲線圖1儲能控制主要在超過負荷曲線設(shè)定閾值時啟動電池系統(tǒng)放電，其負荷谷段充電峰段放電主要用于削減用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(xiàn)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(tǒng)參與用戶與電力系統(tǒng)的負荷平衡，以削減用戶對電力系統(tǒng)的最大負荷需求負荷低于1800kW時控制儲能系統(tǒng)停止放電、并根據(jù)采集的儲能電池當前放電深度、余量電量、當前時段系統(tǒng)電價等信息，控制儲能系統(tǒng)是否進行充電。案例5——用戶側(cè)側(cè)儲能價值體系計算一充兩放、兩充兩放儲能充放電控制時段曲線46湖北分時電價時段曲線

2021年執(zhí)行峰谷電價尖峰、高峰、谷、平各時段劃分尖峰時段：20:00～22:00（共2小時）；高峰時段：09：00～15:00（共6小時）；平段：07：00～09:00、15:00～20:00、22:00～23:00（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(chǔ)電價：同期湖北省電網(wǎng)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(chǔ)電價。平段電價=基礎(chǔ)電價+政府性基金及附加。尖峰電價=基礎(chǔ)電價×180%+政府性基金及附加。高峰電價=基礎(chǔ)電價×149%+政府性基金及附加。低谷電價=基礎(chǔ)電價×48%+政府性基金及附加。1.210.80.60.40.201 2 3 4 5 6 7 8 9

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24銷售電價上網(wǎng)電價案例5——用戶側(cè)側(cè)儲能價值體系計算47負荷需求目標：控制值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1931188250-169-59.84 0.31472 低谷-169-57.611:000.326896 低谷18401882-42-260-92.150.31472 低谷-2602:000.326896 低谷17441882-137-356-126.110.31472 低谷-356-88.72-121.413:000.326896 低谷18401882-41-260-92.100.31472 低谷-2604:000.326896 低谷16631882-219-437-155.110.31472 低谷-437-88.67-149.335:000.326896 低谷188718826-213-75.430.31472 低谷-2136:000.326896 低谷16831882-198-217-76.820.31472 低谷-307-72.62-104.687:000.326896 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2109188222700.000.881835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258247.1615:000.6117 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-41018:001.04986 高峰16811882-201500483.750.6067平段-41919:001.04986 高峰20311882149500483.960.6067平段-169-269.57-275.87-111.2120:001.04986 高峰18261882-56500483.481.0559尖峰500572.0721:001.04986 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5341,5301,7171663最小負荷-219日調(diào)峰收益年調(diào)峰收益6011061882平均負荷0降容收益535418100800900002500變壓器容量合計收益636218691106僅峰谷套利僅峰谷套利案例5——用戶側(cè)側(cè)儲能價值體系計算482020年電價調(diào)峰目標

容量配置：2021年電價調(diào)峰目標

容量配置：450kW/900kWh綜合效率：85%DOD：90%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-34.14-34.14-34.14-100-100-100-100-34.14-100-34.14-100-34.14-100-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46-100-100-100-100-100-100-100-34.14-34.14-34.14-34.14-34.14-34.14-34.14-100-100-100-100-100-100-100-34.14-100-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46-100-100-100-100-100-100-100-100-35.46108.54400387.17108.54134134129.22129.22400387.17108.54108.54108.54-132.70-132.70-132.70134134134134134134108.54-200-200-200-200-132.70-263.22-400-400-263.22400389.40134134134134129.22129.22129.22129.22200200200200193.58193.58193.58193.58400400389.40389.40400389.40-100-34.14-100-34.144927345066301720782569831769962206680001720782569831769960220668案例5——用戶側(cè)側(cè)儲能價值體系計算49方案一效益分類名稱數(shù)值峰谷套利電池容量（kVA）2000峰谷轉(zhuǎn)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）0.2629電價差（元/kWh）0.72296年收益（萬元/年）68.35

容量價值配變?nèi)萘浚╧VA）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(jié)?。ㄈf元/年）18.48電能質(zhì)量閃變閃變頻次（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備用電源系統(tǒng)備用（次）0黑啟動（次）0備用收益（萬元/年）0稅后年收益（萬元）101.83靜態(tài)投資（萬元）370.00動態(tài)投資（萬元）381.1效益分類名稱數(shù)值峰谷套利電池容量（kVA）2000120峰谷轉(zhuǎn)移電量（萬kWh）充放損失電量（萬kWh）尖峰電價（元/kWh）181.04986高峰電價（元/kWh）谷段電價（元/kWh）0.8800730.326896電價差（元/kWh）0.595624年收益（萬元/年）65.59容量價值配變?nèi)萘浚╧VA）2500最大需量（kW）2416全年需量（kW）儲能PCS容量（kVA）130050038按需量（元/kVA月）按容量（元/kVA月）25容量繳納（萬元）需量繳納（萬元）容量電費節(jié)?。ㄈf元/年）7559.2815.72電能質(zhì)量閃變閃變頻次（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備用電源系統(tǒng)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(tài)投資（萬元）370.00動態(tài)投資（萬元）381.1方案二年運行維護費（萬元） 2投資回收期（年） 3.82兩充兩放儲能系統(tǒng)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。年運行維護費（萬元） 2投資回收期（年） 4.04

兩充兩放儲能系統(tǒng)500kW/2000kWh，2021年電價及分時政策，考查儲能項目2021年基準收益情況。案例5——用戶側(cè)側(cè)儲能價值體系計算50方案三方案四效益分類名稱數(shù)值峰谷套利電池容量（kVA）3600108峰谷轉(zhuǎn)移電量（萬kWh）充放損失電量（萬kWh）16.2尖峰電價（元/kWh）1.04986高峰電價（元/kWh）谷段電價（元/kWh）0.8800730.326896電價差（元/kWh）0.595624年收益（萬元/年）59.03

容量價值配變?nèi)萘浚╧VA）2500最大需量（kW）2416全年需量（kW）儲能PCS容量（kVA）120060038按需量（元/kVA月）按容量（元/kVA月）25容量繳納（萬元）75需量繳納（萬元）容量電費節(jié)?。ㄈf元/年）54.7220.28電能質(zhì)量閃變閃變頻次（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備用電源系統(tǒng)備用（次）0黑啟動（次）備用收益（萬元/年）