锂电服务能源保供 市场交易多方共赢

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近年来，新型储能技术的重要代表——锂电储能显现出良好的产业前景。在山东枣庄，作为国内技术领先的集中共享式电化学储能调峰项目，华电滕州储能项目实现应急启动和顶峰发电，为保障区域电网稳定作出贡献。

截至去年底，华电滕州储能项目累计充电6200万千瓦时，放电5000万千瓦时。

电力富余时充电，电力不足时放电，一个大号“充电宝”，能有效缓解电力系统的压力。近年来，山东省枣庄市布局锂电产业全产业链，作为新型储能技术的重要代表，锂电储能显现出良好的产业前景。

作为国内技术领先的集中共享式电化学储能调峰项目，位于枣庄的华电滕州储能项目于2021年12月30日开始满功率运行。截至2022年12月底，项目累计充电6200万千瓦时，放电5000万千瓦时，在北京冬奥会、冬残奥会，夏季用电高峰和迎峰度冬期间，实现应急启动和顶峰发电，充分发挥了能源保供作用。记者近日来到滕州，实地探访电化学储能在当地的发展情况。

充放一体，锂电池成“充电宝”

走进华电滕州新源热电有限公司(以下简称“新源热电”)厂区，穿过建筑林立的火电发电区，拐进东侧铁栅栏围成的小院，便是华电滕州储能项目，100多个白色集装箱室在此整齐列阵。

“这是我们项目的储能电站，包含了80个电池舱和40个变流升压舱组成的磷酸铁锂电池储能系统，以及1兆瓦/2兆瓦时的全钒液流电池储能系统，整个电站功率为101兆瓦，总容量为202兆瓦时。”新源热电生产技术部电气专业工程师刘柱说着，指了指旁边一栋二层小楼，“那是配电楼，里面有储能电站的‘大脑’——能量管理系统，它发出指令，电站才能运行。”

电站与电网相连，但是由于电网流动的是交流电且电压较高，储能电站电池舱内则是直流电，因此充放电时必须进行转换。充电时，电网110千伏的电首先经过一台高压变压器降压后，进入配电楼内的35千伏母线，才能进入舱体。

走到一个白色集装箱前，运行部电气专业工程师陈琳打开变流升压舱门，正对着一扇小窗，里面是一台变压器，过道两侧各有两台双向变流器。“35千伏的电在此还要再进行一次变压，降为400伏，电经过前后两级变压，随后流入双向变流器，从交流电转换为直流电，类似于手机充电时的‘充电器’。”

在此集装箱两侧，各有一个电池舱。进入狭窄的舱内，左右两侧密布着电池组，“这相当于每个电池舱有两块‘充电宝’，共计2940个电池芯。”陈琳说，转换完成的电通过4台变流器继续流入电池舱，就可以开始充电了，一个变流升压舱可以带动两个电池舱。放电的过程则相反。

“锂电池过充和过放都会存在安全隐患，为了避免此现象发生，每个电池舱安装了210个电池管理系统，类似于传感器，可以实时监测每个电池芯的状态。”刘柱说。为保障锂电池安全运行、控制温度在35摄氏度以下，刘柱还带领团队研发了储能电池舱空调自动控制系统，可以实时感知舱内温度并自动调节，让锂电池在夏季也可以满功率运行。

参与调峰，促进电力系统清洁稳定

走进配电楼控制室，LED显示屏上正展示着能源管理系统，储能电站的所有子系统和电池舱、变压器、空调、消防等各类数据汇聚于此，可以随时调取查看。

“储能电站每天充放电时间不完全相同，我们要根据各种数据预测次日充放电曲线，并报送给国家电网山东省调度中心，由中心统一安排。”刘柱说。

今年1月21日18时，储能电站准时启动，对“充电宝”实行放电，控制室内屏幕上，每块电池电量数字不停跳动。“正常情况下，储能电站每天充电两小时左右，一次可充22万千瓦时电量，放电18万千瓦时。参与调峰时，两三秒就能满负荷运行，类似于汽车起步，可以快速响应。”刘柱说。

据了解，山东新能源装机规模较大，目前滕州用于发电的新能源主要是风电和光伏，尤以光伏居多。“风力、光伏发电的季节性波动比较强，对储能要求更高，需要建立储能电站提升新能源消纳能力，否则可能会产生弃风弃光的现象，造成资源浪费。”滕州市能源事务中心副主任王延磊说。

“比如，2022年迎峰度夏期间(6月至9月)，为保障电力正常运行，我们累计充电2095万千瓦时，放电1798万千瓦时。”刘柱介绍，除了稳定新能源发电带来的电网负荷外，电化学储能对常规火电也是重要辅助，既能保证电力系统的稳定，还能减少碳排放。“按照现在储能电站的储能能力，每年可以增加消纳新能源电量1亿千瓦时，压减煤炭消费约3.1万吨，减排二氧化碳8.9万吨。”

积极探索，参与现货电力交易

每天，新源热电营销调度部专业工程师龚学仲的一项重要工作就是盯着电力市场价格，通过充放电价差获得收益。

“今年开始，山东对新型储能实行市场化运作，并入山东电力现货交易平台运行，平台上面可以在线查询电网实时运行数据、负荷预测情况、电力用户用电历史负荷曲线等关键信息。”龚学仲说，2022年3月1日，华电滕州储能项目正式参与电力现货交易，成为全国首批参与现货交易的储能项目。

在交易平台上，电力现货出清价格每15分钟变动一次，按小时结算。龚学仲和另一名同事要预测次日电站充放电曲线。“我们一般要提前看三天到一周的天气预报，总结统计规律，关注实时电价。”龚学仲说，电网电力富余时，电价很便宜，放电价格则每千瓦时电能够达到五六毛钱。

龚学仲介绍，目前华电滕州储能项目的营收渠道除电力现货交易外，还包括容量补偿和容量租赁。“政府设计了容量成本回收机制。”龚学仲说，电力现货交易平台对参与现货市场的发电主体进行可用容量成本补偿，费用从用户侧按照每千瓦时电9分9收取，此前主要是对参与现货交易的火电和新能源企业进行补偿，为推动新型储能市场化发展，山东将首批参与电力现货交易的储能电站按月度可用容量给予适当容量补偿费用。

可用容量如何计算?2022年6月，山东发文要求根据储能电站核定充电容量和备用状态下的小时数进行计算，目前按照储能电站装机容量的1/6进行补偿。

除此之外，华电滕州储能项目还对容量租赁进行了探索。相较分布式储能电站，华电滕州储能项目的集中式优势突出。“按照规定，建设新能源场站必须配备一定容量的储能电站，但是这种分布式储能电站质量参差不齐，管理难度大，不受调度中心指挥，电力调节作用弱。”王延磊说，有了集中式储能电站，新能源场站可以从电站租赁容量指标，无需自行建设，通过共享实现多方共赢。

现在，华电滕州储能项目全部容量实现了短期集中共享。据了解，山东省储能电站容量租赁市场前景广阔，华电滕州储能项目租赁企业主要为中国华电集团有限公司内部5家企业，满租后可达预期收益。

“从目前运行情况看，储能电站全年大约可以充放350次，首年参与现货市场便达到收支平衡，今年山东省容量补偿电价执行分时峰谷系数，将进一步扩大储能电站现货收益。”龚学仲表示。

文章来源:https://news.bjx.com.cn/html/20230210/1287718.shtml

2021年12月，国家能源局印发新版《电力辅助服务管理办法》，确认了储能独立主体的身份。之后出台一系列文件支持独立储能的运营发展。独立储能电站一般是指以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议的项目。与之相对的是依托新能源发电项目配套建设的储能项目，能够实现自发电充电。随着储能市场的逐步发展，储能项目的盈利模式受到广泛关注。

独立储能项目盈利模式分析

以山东省为例，目前独立储能电站收入主要来自三个方面：现货市场电能量交易收入、容量市场补偿收入、容量租赁市场租金收入。

(一)现货市场电能量交易收入

《山东省电力现货市场交易规则(试行)》规定：满足电网接入技术要求的独立储能设施以自调度模式参与电能量市场。参与电能量市场时，储能设施主体在竞价日通过山东电力交易平台申报运行日自调度曲线，在满足电网安全运行和新能源优先消纳的条件下优先出清，并接受现货市场价格。国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司《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》指出，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

(二)容量市场补偿收入

《关于进一步做好2022年下半年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的通知》指出：独立储能电站日发电可用容量=(储能电站核定充电容量/2)×K/24，K为储能电站日可用等效小时数，初期电化学储能电站日可用等效小时数暂定为2小时。为鼓励独立储能示范项目发展，山东省人民政府《关于印发2022年“稳中求进”高质量发展政策清单(第四批)的通知》规定：坚持新型储能市场化发展方向，推动独立储能示范项目积极参与电力现货交易，暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿的2倍标准执行。

(三)容量租赁市场租金收入

《山东省风电、光伏发电项目并网保障实施办法(试行)》指出：相同条件下，优先支持配置大型独立储能电站的项目，其次支持配建储能的项目，再次支持租赁储能的项目。

受政策影响，山东省2022年第三季度前无新增陆上风电、光伏项目，储能租赁市场尚不够活跃。但随着山东省陆上风电和光伏项目的逐步放开，新增集中式新能源项目会带动储能电站租赁市场趋热，预计租赁价格在330元/年·千瓦左右。

配套储能项目盈利模式分析

目前我国多地明确要求新能源配建储能。2021年以来，宁夏、辽宁、安徽、福建、内蒙古等地陆续在新能源上网等相关文件中提出了对储能技术、配套等具体要求。配建储能要求范围涵盖25个省份，各地结合当地实际情况，对配置比例和时间进行规范。

内蒙古2021年保障性并网集中式风电、光伏发电项目优选结果中提出按15%~30%配储，储能时长2小时;新疆结合当地电网消纳实际，提出对建设4小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模4倍的风电光伏发电项目，鼓励光伏与储热型光热发电以9∶1规模配建。越来越多的地区对分布式光伏提出配套建设储能的要求。

2021年山东省印发《关于开展储能示范应用的实施意见》，提出新增集中式风电、光伏发电项目，原则上按照不低于10%比例配建或租赁储能设施，连续充电时间不低于2小时。2022年《山东省风电、光伏发电项目并网保障指导意见(试行)》提出，2023年底前并网的海上风电项目、2025年底前并网的漂浮式海上光伏项目免于配建或租赁储能设施，其他海上风电、海上光伏项目由项目开发企业按承诺配置储能设施，全力保障并网。竞配项目要求项目按照储能优先原则和竞争排序规则由系统自动排序。可见配套储能已经成为山东省未来新能源场站建设必不可少的部分。

(一)配套储能盈利模式

参与市场交易的新能源项目与配套建设储能作为一个市场主体参与市场结算。即充电与放电价格接受市场现货电价。

2022年9月16日前，配套储能接受调度调令进行充放电操作，9月16日之后，除电力供需不平衡时会提前一日通知做好调用准备，其余时间实现配套储能自调度。

(二)配套储能项目盈利模式存在的问题

1.依据《山东省电力现货市场交易规则(试行)》，目前山东省光伏场站结算时，日分时电量由电网企业抄录的日总电量、依据电力调度机构技术支持系统采集的发电出力曲线分解形成。其中当配套储能放电处于非光伏发电时刻，结算时会将相应放电量移回光伏发电区间，无法享受晚高峰高价放电带来的收益。尽管目前配套储能可以实现自调度模式，但由于结算机制问题，无法进行峰谷价差盈利。

2.当充电时间段处于光伏非发电时间段，如夏季的低谷时间在凌晨，此时配套储能只能作为电力用户承担相应市场交易价格及附加价格(包括容量补偿电价、输配电价、政府性基金及附加)，造成充电成本的增加。

3.配套储能目前的盈利方式只有充放峰谷价差，没有任何其他补偿性收入。因充放电转换效率造成的损耗部分由电站自己负担，成为了减少收益的又一项原因。

促进新型储能发展的建议

新型储能尤其是电化学储能已成为新兴的投资热点，市场对磷酸铁锂电池的需求会越来越大，锂离子电池项目建设成本居高不下，成本疏导困难;同时由于盈利模式不足以支撑储能项目覆盖成本，特别是配套储能项目，市场驱动力不足，影响储能项目未来的布局和发展。

(一)优化储能配置方式，合理储能布局。随着液流电池、钠离子电池、空气压缩储能、二氧化碳储能等新技术逐步在由试验走向应用，新型储能产业布局迎来重大机遇，应全局性考虑储能产业的发展，引导各种类型储能有序建设，理清产业链发展，切实发挥储能的作用，避免资源浪费。

(二)丰富完善储能盈利模式，利用市场推动储能持续发展。建立保障储能项目盈利的长效机制，推动储能盈利模式多元化，完善电能量市场、容量市场、辅助服务市场等市场的参与规则及价格形成机制，通过价格信号引导储能市场良性发展。尽快解决光伏场站配套储能项目的结算问题，研究推动配套储能向独立储能转化的可行性，出台配套储能综合利用等实施细则支持配套储能盈利模式的多样化;研究配套建设储能与新能源项目作为一个市场主体，对新能源参与现货市场起到的调整与稳定作用。

(三)统筹规划配建储能，支持容量租赁市场发展。山东省目前将储能装机配额作为新能源发电项目并网条件，但对配储能的容量比例和装机时长缺乏足够依据。科学规划、统筹配置储能的比例和装机规模，出台配套储能后续建设政策，鼓励通过租赁独立储能容量形式进一步支持和完善容量租赁市场。

(来源：微信公众号“能源新闻”作者：汝会通 黄哲 单位：中国三峡新能源(集团)股份有限公司山东分公司)