2025年最佳英雄联盟投注网站LoL投注网站2023年全国风电、光伏的利用率分别为97.3%、98%，弃风最严重的地区为蒙西，风电利用率仅有93.2%，其次为青海和河北，风电利用率均低于95%；弃光最严重的省份为西藏，光伏利用率仅有78%，其次为青海，光伏利用率为91.4%。目前已有超20个省份要求或建议新能源电站配置储能，配置比例约10％，配置时长约为2h。在新能源装机大幅增长的驱动下，新能源+储能有望迎来加速发展。预计2025年我国发电侧储能新增装机规模达到70GWh，2030年将达到319GWh。

　　新能源风、光发电工程中配置一定容量的锂电池储能系统，可显著提高新能源发电的消纳水平。储能系统的容量/功率的优化配置可最大程度提高储能系统的利用效率和经济性，同时将新能源风电、光伏的弃电率降低到设定的目标值。新能源配储能电站，一般采用预制舱户外布置方式，选用直流侧最高电压1500V方案，电池集装箱，采用非步入式结构设计，变流器升压舱接入电池集装箱，组成储能单元后通过电站母线线路送出。储能电站整站配置一套储能监控系统和一套协调控制系统，实现整个储能电站的监控、能量管理和调峰调频等功能。

　　（2）能量搬移参与电网调峰，减少弃光限发。通过新能源增加储能，新能源电站可以具备抽水蓄能一样的调峰能力，且具有快速的负荷响应能力，可以缓解电网的调峰压力，特别适合午间的填谷。根据系统负荷的峰谷特性，在负荷低谷期储存多余的能量，在负荷高峰期释放储，通过能量搬移，提升新能源电站光伏容配比，减少弃光；在白天光伏大发时段，为减少弃光采用削峰填谷模式，其他时段或阴天情况下在不发生弃电时，可采用平滑出力、跟踪计划、参与调频模式。

　　根据《关于开展储能设施示范应用的实施意见》，同时结合电网峰谷时长，项目年运行小时数暂按600h（每天放电2h，年运行300天考虑），年运行小时考虑每年3%的增长率。燃煤机组标杆上网电价0.4153元/kWh。调峰辅助服务价格按当地辅助服务价格上限：低谷电价时段填谷调峰400元/兆瓦时，高（尖）峰电价时段削峰调峰500元/兆瓦时测算。本项目全部投资财务内部收益率（税前）为7.98％，财务净现值为4363万元（Ic=5%）；全部投资财务内部收益率（税后）为6.42％，财务净现值为1967万元（Ic=5%）；资本回收期11.5年。总投资收益率为3.72%，项目资本金净利润率为6.98%。

　　目前的强制配储项目，更多地是为满足新能源项目并网条件而建设的，可获得收益较为有限，难以完全反映储能所具备的多重价值，导致了储能项目经济性较差、成本疏导不畅和社会投资意愿低。新能源配置储能的关键不在于比例，而在于没有建立起相应的价值与成本疏导途径，使储能在充分发挥价值的同时自然能够盈利，新能源强制配储本质上是一种计划手段，并不是一条长远之路。从长远来看，新能源强制配储只能是过渡性政策，长效的市场机制才是储能行稳致远的根本保障。如果与储能价值相匹配的电力市场机制能够逐步建立和完善，新能源配储政策所带来的问题就有望逐步得到解决。

　　燃煤发电仍然是中国电力的主要来源。截至2023年底，我国煤电发电装机容量11.65亿千瓦，占总装机容量的比重虽然下降到了约39.9%，但发电量的占比仍然高达57.9%。目前，全国电网调频是以火电机组为主，但由于其响应时间长、调频速率低，只适合幅度较大、方向较单一的调频情形。在可再生能源发电大规模接入电网后和用电负荷加大、波动更剧烈的情况下，火电调频难以准确满足这种小幅度、高频率的调频需求。当前，优质调频资源非常少，且电网的负荷波动比较大，电网的负荷和火电厂之间的出力偏差就会导致频率的偏移，靠现有燃煤机组的惯性调节不能满足要求。

　　煤电+储能系统是一个由多个电池组集成的大容量电源系统。机组调频降低负荷时，电储能装置处于充电运行状态，由发电厂6kV厂用电系统经干式变压器，由6kV/10kV电压降至0.4kV（由PCS交流侧电压确定），经整流装置整流成直流对电池充电，消耗电能。当机组调频增加负荷时，电储能装置处于放电运行状态，直流电池组经逆变器转换成交流50Hz电源，经干式变压器注入发电厂6kV/10kV厂用电系统，释放电能。由于电储能系统从0到最大出力的响应时间仅为数百毫秒，从而可以实现火力燃煤电厂的快速调节。

　　收益方面，调频收益计算AGC调频辅助服务补偿增量收益（月度，含税）=每月AGC调频辅助服务里程补偿收益+每月AGC调频辅助服务容量补偿增量收益-项目用地租金（第三方投资时应计入）-储能系统每月用电费用。通过测算，AGC调频辅助服务补偿增量收益13.23万元/天；耗电成本：系统入口和出口安装电能计量表，两表差值为项目自身耗电量，电价按照电厂上网标杆电价计，两者乘积即为耗电成本；储能系统日运行损耗约为16.3MWh，按照电厂标杆上网电价0.453元/kWh计算，暂定项目日耗电费用为0.73839万元；未进行储能调频改造前机组的调频收益加权平均值为6.66万元/天；每年运行天数为336天；AGC调频辅助服务补偿增量收益（年度，含税）=每年AGC调频辅助服务里程补偿收益+每年AGC调频辅助服务容量补偿增量收益；首年调频辅助服务补偿增量营业收入（不含增值税）为1599万元，往后每年年调频辅助服务补偿增量收益为1929万元，经财务测算后，年利润约1290万元，投资回收期（税后）为4.92年，总投资收益率为19.96%，经济效益较好。储能系统投运后，大大提高了机组运行效率，降低了机组排放，延长了机组使用寿命，降低了机组故障率。总体来看，煤电+储能总体市场相对小、部分早期发展较快区域趋于饱和，补偿标准表现出降低趋势。

　　共享储能，即单一实体储能电站通过市场化交易在同一时刻为两个及两个以上发电企业、电网企业或电力用户提供储能服务的商业模式。2021年7月，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，鼓励投资建设共享（独立）储能电站。其后，青海、湖南、山东、浙江、河南、内蒙古等20多个地方能源主管部门相继出台了配套政策，把共享储能作为开发建设储能电站的重要方向，同时把配建储能作为新能源并网或核准的前置条件。

　　收益估算。一是峰谷电价差收益。按照山东电网2022年现货交易平台统计，平均充电价格为0.11元/kWh，平均放电价格为0.51元/kWh，充电时容量电费执行峰谷分时，按照一年进行300次充放电、充放电效率为90%（高压级联加液冷系统转换效率高）测算，全年现货交易收益约2068万元。实际上，考虑到季节因素对峰谷价差的影响，收益约1500万元。二是共享租赁收益。目前山东省独立储能租赁价格区间在270～330元/kW·年。采取“系统内定低价+系统外议高价”租赁模式，共享租赁年收益可达2727万元以上。目前，该电厂储能调峰项目已与系统内7家新能源项目签订了租赁协议，最早将于2024年10月获得租赁收益。但这部分租赁费存在拖欠的风险。三是容量补偿电价收益。容量补偿电价60元/kW·年，容量补偿年收益606万元。

　　投产运行以来，调度指令执行完成率100%。该储能项目电站参与了电网削峰填谷，充电时段分别为03:00—05:00和13:00—16:00，放电时段分别为08:30—11:30和18:00—21:00。截至2023年3月底，该储能项目已持续安全平稳运行466天，累计充、放电量分别为80000MWh、64000MWh，即在山东电网低谷负荷时段消纳省内新能源电量80000MWh，同时在尖峰时期增加了64000MWh的电网电力供应能力。可以得出，统计期间配储电站的综合效率为80%，等效利用系数为12.75%。

　　现行政策下，2023年该储能项目收益主要包括：（1）参与电力市场现货交易。参考2022年山东省现货交易价格统计平均价差为333.8元/MWh，考虑实际操作因素可按照70%折算，估计2023年收益约1400万元。（2）共享租赁收益。按照统计数据，满租状态下预计容量租赁年收入3000万元。（3）容量补偿收益。现货市场容量补偿电价补偿标准为60元/千瓦·年，预计容量补偿收入606万元。年收益共5006万元，运营成本按照10年更换电池测算全年约3840万元，预计年收益1160万元。

　　用户侧主要商业模式是参与峰谷套利、电网需求侧响应、提供应急备电等多种功能。一是在工商业储能领域、需求侧响应、充电站扩容、柴油机替代、家庭储能等众多用户侧方面有着较大的应用价值。二是解决终端用户低电压、台区重过载等，一定程度上缓解了高峰期“细导线、小配变、小主变”等卡脖子设备过流烧毁的风险。三是用户侧储能可以实现容量电费管理，解决了老旧小区的电力线路扩容问题，以及电动汽车充电介入给电网带来冲击的问题，延缓配电网升级，同时可实现削峰填谷、降低电量电费。

　　采用磷酸铁锂电池，性能保证充放电循环寿命约为6000次，采用每天两次满充满放。为了收益最大化，在0~8点谷期第一次充电，在第一个峰期9~12点次第放电，在12:30~18:30第二次充电，以及12~22点第二次放电削峰。在14~17点用电负荷叠加了储能充电负荷。从本大耗能企业用户的储能经济分析可知，峰谷套利和降低容量电费是用户侧节能降本的最基本途径。用电行为中，峰谷负荷差大且峰值负荷出现在高峰电价期，峰期用电量大，企业配置储能收益将越大。

　　经济性看，用户侧储能的服务类型主要是参与峰谷电价、需求响应、分布式交易及虚拟电厂，或减少容量电价。其中，峰谷价差套利，仍是用户侧储能最大收益来源。据中关村储能联盟披露，0.7元/kWh是用户侧储能实现经济性的门槛价差。2023年3月，我国多个省区的一般工商业峰谷平均价差超过0.7元/kWh，包括此次调研广东、浙江在内的部分地区工商业峰谷价差甚至超过1元/kWh。因此，即使考虑到用户侧峰谷电价波动，电化学储能在我国部分省区工商业用户情景已具备经济性。在成熟电力市场中，零售商可以和用户签订峰谷电价零售合同。在零售市场尚未建立的地区，可通过政府定价的方式实施峰谷电价政策。

　　虚拟电厂作为一种综合能源服务业务新模式，可聚合分布式发电、储能、电动汽车、可控负荷等灵活性资源，有效激励各类灵活资源参与电力市场，通过智能化运行的方式，降低用能成本，促进新能源消纳，为电力市场运营提供服务，为资源聚合商提供新的盈利模式，助力实现“碳达峰、碳中和”，在我国有着广阔的发展前景。目前，国内虚拟电厂仍处于初级阶段，以试点示范为主。“十三五”期间，我国江苏、上海、河北、广东等地相继开展了电力需求响应和虚拟电厂试点。当前，我国虚拟电厂正处于邀约型向市场型过渡阶段。

　　虚拟电厂是一种通过能源互联网技术，把散落在用户端的光伏、风电、燃气内燃机、微燃机、储能等电力负荷整合起来并实现协调优化，以作为特殊电厂参与电网运行和电力市场的电源协调管理系统。资源聚合商是虚拟电厂运营的关键角色。资源聚合商主要依靠互联网和大数据技术，整合优化、调度决策各层面的数据信息，增强虚拟电厂的统一协调控制能力，可以通过调节用户负荷来提供削峰填谷等辅助服务，为市场提供更多、更灵活的服务。同时，资源聚合商可以引导分布式电源、储能等分布式能源以最佳的方式参与电力市场交易，包括签订交易合约、确定竞价方式等问题，并要达到预期的利润水平。

　　虚拟电厂对内整合零售市场，对外参与电力批发市场。其市场化运营以电力市场规则、电力系统运行需求、内部成员利益等方面条件驱动，融合了物理、信息、价值等多种要素，在要素重组的基础上实现价值增值。以储能作为虚拟电厂重要资源组成，储能的主要职责是通过充放电来参与辅助服务和需求响应。最终结算时，当储能主体的购电成本减去卖电收益后若大于其参与辅助服务和需求响应所提供的收益补偿时，则储能主体应向虚拟电厂运营商支付电费；反之，虚拟电厂运营商应向储能主体支付收益补偿。

　　华能浙江虚拟电厂是“浙江省首批新型电力系统试点项目”。该项目可通过智慧管控平台广泛聚集浙江省内各地的分布式电源、新型储能、充换电站、楼宇空调等多元化需求侧可调节资源。2022年11月25日，华能浙江虚拟电厂1号机组顺利完成了72小时试运行工作，代表全国首台（套）接入调度系统参与实时响应调节的虚拟电厂。该虚拟电厂目前接入总容量为111MW，131个终端。包含有16个储能电站、2个可调节电源和113个充换电站。接入点分散在全省11个城市，可用虚拟电厂统一调控参与实时调节。华能浙江虚拟电厂实现了实时接受调度指令的突破，接入发用电资源种类极为丰富，包含了储能、充换电站、分布式发电等，后续将加入分布式光伏发电等多类型资源。

　　华能浙江虚拟电厂采用秒级快速响应的协调控制技术，实时参与电网调峰调频，实现了“源随荷动”向“源荷互动”转变。虚拟电厂的成功投用，既能使用户从辅助服务消费者向辅助服务提供者转变、降低用能成本，又能增强电网调节的灵活性。据华能集团测算，当虚拟电厂可调容量达到30万千瓦时，调节能力相当于42万千瓦的传统燃煤机组。每年可促进新能源消纳23.3亿千瓦时，节省原煤98.2万吨，降低二氧化碳排放187万吨，具有良好的经济效益和环境效益。

　　5.储能聚合商（虚拟电厂）是储能数字化技术的重要应用场景。通过虚拟电厂参加电力市场获利，经由虚拟电厂聚合商的信息和价值传递，用户可通过电能量市场和电力辅助服务市场获取对应的收益。虚拟电厂发展前景广阔。通过能量信息化技术促进储能系统技术与信息技术的深度融合，实现了储能系统的数字化和软件定义化，与云计算和大数据等互联网技术紧密融合，实现了储能系统的互联网化管控，提高了储能系统运维的自动化程度和储能资源的利用效率，充分发了挥储能系统在能源互联网中的多元化作用。返回搜狐，查看更多