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—— 儲能熱管理研究院，以研究儲能與動力電池CCS、儲能溫控、數據中心、5G、傳感器等等熱管理應用為核心，本文針對浙江省電力市場下的獨立儲能電站運營和收益模式探討進行分析，鳴謝 自主研制NTC芯片的特普生儲能CCS集成溫度采集母排，對本文的大力支持！

浙江電網是典型的受端電網，外來電占比高交直流混聯大電網運行復雜。已建成以“兩交三直”特高壓為核心，以“東西互供、南北貫通”的500千伏雙環(huán)網為骨干，以沿海電源群為支撐的堅強主網架。

以220千伏電網為支撐、110千伏電網為基礎形成了安全可靠、經濟高效、智能靈活、城鄉(xiāng)統籌的區(qū)域輸配電網。

電力供應現狀

電力結構向清潔化、低碳化持續(xù)轉型發(fā)展

· 截至2022年底，浙江省全口徑發(fā)電裝機容量突破11600萬千瓦，新能源裝機容量2962.4萬千瓦 (光伏2539萬千瓦、風電423萬千瓦) ，占比突破25%；

· “十四五”期間，全省新能源裝機倍增計劃，需新增1700萬裝機。

電力電量要求

· 2022年，浙江全社會用電量達到5799億千瓦時，同比增長5.17%；

· 浙江電力需求在“十四五””十五五”期間將保持中速增長；

· 浙江是全國峰谷差最大的省份之一，并將進一步拉大。

浙江網側儲能建設情況

· 首批網側儲能由浙江電網投資建設，共計4個，規(guī)模較小12MW/24MWh。

· 2022年“十四五”第一批儲能示范項目：網側20個，共計1060MW/2172MWh；電源側4個，共計122MW /122MWh。

· 示范項目建設情況：

已建成：蕭山電廠儲能、新昌高新園區(qū)儲能、上虞35kV直掛項目，共計106MW/212MWh:

建設中：寧波光耀熱電儲能項目、國能梅嶼儲能、龍泉恒龍儲能項目，嘉興尖山電網側儲能項目，共計305MW/610MWh;

已完成前期：秦山核電儲能項目、普新藍儲能項目、溫州樂清儲能、臺州三門儲能，共計200MW/400MWh。

電力發(fā)展新引擎

· 2017年9月，省政府印發(fā)《浙江省電力體制改革綜合試點方案》，正式啟動浙江電力市場建設；

· 作為電力現貨市場全國八個試點省份之一，2019年5月啟動模擬試運行，9月開展首次結算試運行，2020年7月浙江電力現貨市場首次整月連續(xù)結算試運行乎穩(wěn)有序。2021年3月~5月首次整季連續(xù)結算試運行；

· 浙江電力市場建設分為初期、中期和目標市場。初期市場目標是建立現貨市場為主體的省級電力市場體系。

浙江市場特點

· 以美國PJM市場為藍本設計，主要包括批發(fā)市場和零售市場。批發(fā)市場包含了電能量現貨市場、輔助服務市場和合約市場。

· 以半小時為結算周期，發(fā)電側采用節(jié)點電價，用戶側采用統一加權平均電價。

· 國內首次采用輔助服務市場與電能量市場聯合出清。

· 輔助服務市場方面，機組參與調峰的價值將通過現貨電能量市場的競爭體現。調頻和備用在實時市場中與電能量市場聯合優(yōu)化出清。無功補償和黑啟動等通過中長期合同獲得收益。

浙江輔助服務市場試運行

· AGC調頻是電力輔助服務的主要內容，根據調頻效果進行考核。

· 浙江調頻市場補償費用分為調頻容量和調頻里程。

· 調頻容量價格申報上、下限為10(元/MW)/h和0(元/MW)/h; 調頻里程價格上、下限分別為15元/MW和0元/MW。

· 2021年3月第四次試運行為例，調頻市場容量需求100萬千瓦，日均申報調頻容量為222.84萬千瓦，平均供需比介于2.16~2.32之間。

· 調頻市場：3月試運行期間，調頻市場總費用達9500萬元，日均調頻費用約300萬元，較第三次結算試運行增長23%。

· 調峰市場：實時市場電價峰谷差明顯拉大，價差達583.9元/兆瓦時，較第三次結算試運行增加19.9%。

· 浙江市場聯合出清特點，機會成本對于調頻出清價格影響非常大，主要取決于機組在電能市場出清價格與電能市場報價之間的差額

國內儲能參與電力市場形式

我國電網側儲能尚缺乏成熟的商業(yè)模式，結合中國政策要求和電力體制改革情況，考慮投資主體、投資回收機制、業(yè)務監(jiān)管機制等因素電網側儲能的潛在商業(yè)模式可分為輸配電成本監(jiān)管模式和競爭性業(yè)務模式兩大類。

獨立儲能案例

· 以浙江省某獨立儲能電站為例，建設規(guī)模100MW/200Mwh進行收益測算。

· 結合浙江省相關政策和國內其它省份同類項目，主要考慮三塊收益: 容量收益、調峰收益 (電量市場)和調頻收益 (輔助服務市場)。

收益測算

· 容量收益：

前三年容量補償費分別為: 第一年2000萬，第二年1800萬，第三年1700萬。后續(xù)運行期內考慮通過共享儲能模式，給新能源場站提供儲能容量租賃服務，由于浙江省尚未出臺相關租賃指導費，暫不計入。

· 調峰收益：

計劃調峰收入: 調峰電價暫按《浙江省第三方主體參與電力輔助服務市場交易規(guī)則 (試行)》考慮，填谷補貼不高于320元/MWh，頂峰補貼不高于1000元/MWh。年運行300次，參與調峰測算，則年調峰收入3497萬元。

現貨電量市場套利收入: 全年按350次充放設計，滿足電池設計壽命要求(5000次，運行期10年)日前市場發(fā)電側平均電價397.61元/兆瓦時，實時市場峰谷價差583.9元/兆瓦時單次現貨買賣收益(考慮) : 10.69萬元，則年現貨市場套利收入: 10.69*350=3740萬元。

· 調頻收益：

根據2021 年 4~6 月第四次結算時，調頻容量平均出清價格為 117 元/MWh，平均調頻里程出清價格為 8.85 元/MW。按保守計算:

調頻容量按 15%額定裝機出力 15MW，每天中標 12h，一年按 350 天計算:調頻容量出清價 100 元/MWh;

調節(jié)里程出清價 8 元/MW:

調頻容量收入為: 630 萬元

調頻里程收入為: 3024 萬元

運行期按20年考慮：

投資回收期11.7年

全投資內部收益率(稅前) 7.5%

全投資內部收益率(稅后) 6%

資本金內部收益率為9.83% (稅后)