2023储能系统在电力辅助服务市场中的价值分析

储能系统在电力辅助服务市场中的价值分析与探讨1PAGE2PAGE2 1234512345一、储能发展概述一、储能发展概述1.储能技术分类1.储能技术分类PAGE4PAGE4储能技术储能技术物理储能电化学储能化学储能储热电磁储能抽水蓄能压缩空气飞轮铅酸电池锂电池液流电池钠流电池氢气燃料电池熔盐压缩空气超级电容超导据不完全统计，截至20219%；12.2%，202110.2GW67.7%；23GW，占比90.9%。1.1.储能技术分类66截至202130%，占全球总规模22%；抽水蓄能的累计装机39.8GW，占比86.3%，同比增长25%；12.5%，20212.4GW54%；5.14GW，占比89.7%。2.储能应用场景2.储能应用场景77 电源侧

输电侧

配电侧

用户侧降低间歇性发电负荷对电网的冲击；减少弃风弃光，消纳过剩的发电量；提高新能源可控性，作为可调节电源；火电厂备用、调频，低常规发电的备用量。就地峰谷平衡；局地调频资源，作为调频资源统一调度；提高电网系统效率，减少电网峰谷差，降低发电侧旋转备用与调频。

微电网，组建风光储充等微电网系统；提高电能质量，保持电压、频率在合理范围，隔离电网冲击；提高供电可靠性，备用电源；削峰填谷，治理季节性局部容量短缺问题。削峰填谷，减少电费；备用电源，不间断供电；平滑负荷曲线，降低容量电费；应急保电，时域性负荷临时供电。2.储能应用场景2.储能应用场景大容量储能大规模风电辅助服务分布式储能

分布式储能

商业分布式发电储热商业储能居民分布式发电

住宅储能

需求侧响应引自美国电科院《引自美国电科院《ElectricityEnergyOptions》82.储能应用场景2.储能应用场景9电力输配领域无功支持缓解线路阻塞延缓输配电扩容升级变电站直流电源可再生能源供应和节能并举分布式发电和微网9电力输配领域无功支持缓解线路阻塞延缓输配电扩容升级变电站直流电源可再生能源供应和节能并举分布式发电和微网调压微网运行电能转移和提高能效发电领域辅助动态运行取代或延缓新建机组 用户端发电领域辅助动态运行取代或延缓新建机组用户端电能质量商业建筑储能家用储能辅助服务领域调频服务电压支持调峰服务辅助服务领域调频服务电压支持调峰服务备用容量可再生能源接入出/削峰填谷爬坡率控制2.储能应用场景2.储能应用场景1010截至2020年底，中国已投运的电化学储能项目中，用户侧领域的累计装机规模最大，为1076.9MW，所占比重为38.6%；2020年，从中国新增投运的电化学储能项目来看，集中式可再生能源并网侧领域的新增装机规模最大，所占比重接近50%；2020年中国已投运电化学储能项目的应用分布（MW%） 2020年中国新增投运电化学储能项目的应用分布能源并网能源并网,28.9%,38.6%,18.4%,14.1%,27.0%能源并网,48.0%,6.0%,19.0%来源：CNESA2.2.储能应用场景应用应用类型应用目的电源侧调峰调频配合电网调峰调频，稳定电网旋转备用减少备用机组开启时间，减少浪费黑启动电厂启动电源新能源弃风弃光利用解决弃风弃光矛盾新能源配合利用踪电网侧储能电站调峰调频，提供紧急功率支撑备用容量解决电网峰值功率分布式微电网平抑可再生能源电源波动用户侧分时电价管理利用电量峰谷价差获利容量费用管理提高用户自平衡，降低容量费储能充电站用于电动汽车充电，解决配置能力问题应急电源/微网提高电源供应可靠和安全性3.3.储能系统类型PAGE12PAGE12功率型储能系统能够提供功率型储能系统能够提供快速的有功支撑，平滑间歇性电源功率波动，增强电网调频能力，大幅提高电网接纳可再生能源的能力，促进可再生能源的集约化开发和利用，充放电倍率≥2C。容量型储能系统能够大规模地容量型储能系统能够大规模地储存电能，增强电网调峰能力，即在负荷低谷时段将电能储存起来，负荷高峰时段再将其放出，在一定程度上缓解负荷高峰期的缺电状态，提高系统效率和输配电设备的利用率，延缓新的发电机组和输电线路的建设，节约大量投资。充放电倍率≤0.5C。平衡型在电力系统遇到大的扰动时，储能系统可以平衡型在电力系统遇到大的扰动时，储能系统可以瞬时吸收或释放能量，避免系统失稳，恢复正常运行，对于对电压暂降和短时中断等暂态电能质量问题特别敏感的用电负荷，储能技术可以快速补偿各种电能质量扰动，保证优质供电；在系统因故障而停电时，储能系统又可以起到大型不间断电源的作用，充放电倍率介于0.5C～2C。PAGE13PAGE13二、储能与辅助服务政策支持二、储能与辅助服务政策支持1.国家政策1.国家政策PAGE14PAGE14序号文件名文号政策解读1关于促进储能技术与产业发展的指导意见2019-2020年行动计划发改办能源〔2019〕725号行动计划是指导意见的具体工作落实文件。2输配电定价成本监审办法发改价格规〔2019〕897号文中明确抽水蓄能电站、电储能设施、电网所属且已单独核定上网电价的电厂的成本费用不得计入输配电定价成本。3关于加强储能标准化工作的实施方案国能综通科技〔2020〕3号积极推进关键储能标准制定，鼓励新兴储能技术和应用的标准研究工作，是指导意见的具体工作落实文件。4储能技术专业学科发展行动计划（2020—2024年）教高函〔2020〕1号立足产业发展重大需求，统筹整合高等教育资源，加快建立发展储能技术学科专业，加快培养急需紧缺人才，破解共性和瓶颈技术，是推动我国储能产业和能源高质量发展的现实需要和必然选择。5关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见国家能源局对加快形成有利于清洁能源消纳的电力市场机制、全面提升电力系统调节能力、和着力推动清洁能源消纳模式创新方面，都提出鼓励推动电储能建设和参与，以促进清洁能源高质量发展。6关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见国家发改委、能源局电力源网荷储一体化和多能互补作为提升电力发展质量和效率的重要抓手，符合新一代电力系统的建设方向，符合能源电力绿色低碳发展的相关要求，有助于促进非化石能源加快发展，提高我国在应对气候变化中的自主贡献度，提升能源清洁利用水平、电力系统运行效率和电力供应保障能力7关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见国家发改委、能源局发改能源〔2022〕206号完善灵活性电源建设和运行机制、完善电力需求响应机制8电力辅助服务管理办法国能发监管规〔2021〕61号对储能参与系统一二次调频、调峰、备用、爬坡、转动惯量、无功平衡等提出了补偿与分摊机制，电力用户参与分担共享机制，以及跨区电力辅助服务机制。2.新能源侧配置储能政策2.新能源侧配置储能政策PAGE15PAGE15序号省份政策文件新能源+储能1河北关于推进风电、光伏发电科学有序发展的实施方案（征求意见稿）支持风电光伏按10%左右比例配套建设储能设施。2山东2021年全省能源工作指导意见新能源场站原则上配置不低于10%储能设施。3山西（大同）大同市关于支持和推动储能产业高质量发展的实施意见增量新能源项目全部配置储能设施，配置比例不低于5％。4陕西关于促进陕西省可再生能源高质量发展的意见（征求意见稿）陕北地区新能源不低于10%以上，其中榆林不低于20%，储能时长不低于2小时。5甘肃关于加快推进全省新能源存量项目建设工作的通知鼓励在建存量项目按河西5市配置10%-20%储能、其他地区按5%-10%配置储能，储能时长均不小于2小时。6内蒙古2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上。7青海关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知新建新能源配置储能容量原则上不低于10%，时长2小时以上。8宁夏关于加快促进自治区储能健康有序发展的指导意见(征求意见稿)不低于新能源装机的10%、连续储能时长2小时以上。9新疆关于在全疆开展发电侧储能电站建设试点的通知光伏电站装机的20%、连续储能时长2小时以上10河南关于加快推动河南省储能设施建设的指导意见储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上11湖南关于做好储能项目站址初选工作的通知风电20%、光伏10%，储能时长2小时。12湖北关于开展2020年平价风电和平价光伏发电项目竞争配置工作的通知风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10％。13江西关于做好2021年新增光伏发电项目竞争优选有关工作的通知不低于光伏电站装机规模的10%，时长1小时14浙江（衢州）关于加快建立衢州市清洁能源消纳长效机制的通知储能按照发电装机容量的10%配置15贵州关于上报2021年光伏发电项目计划的通知送出消纳受限区域需配备10%的储能16广西关于第二次征求广西2021年度风电、光伏竞争性配置评分及申报方案有关意见的函鼓励储能配置5%～10%，时长不低于2小时17海南关于开展2021年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知明确每个申报项目规模不得超过10万千瓦，且同步配套建设备案规模10%的储能装置3.电力辅助服务政策3.电力辅助服务政策PAGE16PAGE16序号省份政策文件储能规模准入门槛调峰补偿价格1青海青海省电力辅助服务市场运营规则10MW/20MWh及以上储能与风电场、太阳能电站双边协商议价储能参与电网调峰0.5元/kWh2湖南湖南省电力辅助服务市场交易规则（试行）10MW及以上深度调峰：上限200元/MWh紧急短时调峰：上限600元3安徽安徽省电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)10MW/40MWh及以上发电侧储能调峰报价上限按火电深度调峰限额执行4东北东北电力辅助服务市场运营规则（暂行）10MW/40MWh及以上发电侧深度调峰：0.4元-1元/kWh用户侧储能与新能源双边交易：0.1元-0.2元/kWh5江苏江苏电力辅助服务(调峰)市场交易规则启停调峰20MW/40MWh及以上中长期可调负荷调峰：谷段上限0.25元/kWh、平段上限0.6元/kWh、峰段上限0.9元/kWh。短时可调负荷调峰：需求时段≥4小时，上限1元/kWh；需求时段＜4小时，上限2元/kWh。深度调峰：上限600元/MWh。6山西山西独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市场交易实施细则（试行）20MW/40MWh及以上独立储能市场主体调峰按照火电机组参与电力调峰交易末档区间。7福建福建省电力辅助服务(调峰)交易规则（试行）10MW/40MWh及以上（火电深度调峰上限600元/MWh）8湖北湖北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）10MW/40MWh及以上（火电深度调峰上限600元/MWh）9新疆新疆电力辅助服务市场运营规则（试行）新疆电网发电侧储能管理暂行规则10MW/40MWh及以上5MW/10MWh及以上（火电深度调峰上限500元/MWh）发电侧储能：0.55元/kWh10山东山东电力辅助服务市场运营规则（试行）5MW/10MWh及以上调峰0.4元/kWh4.电力需求侧响应政策4.电力需求侧响应政策PAGE17PAGE17序号省份政策文件新能源+储能1北京北京市电力需求侧管理试点工作财政奖励资金管理办法对通过主动需求响应临时性减少的高峰电力负荷项目，按照响应时间(24小时、4小时、30分钟)：80元/千瓦、100元/千瓦、120元/千瓦。2天津关于开展2021年度电力需求响应工作的通知填谷：固定补贴1.2元/kWh，竞价补贴1.2-2元/kWh；削峰以实施细则为准。3江苏关于开展春节期间电力需求响应工作的通知采用竞价模式。0:00-8:00时段响应激励标准为5元/千瓦，11:00-17:00时段响应激励标准为8元/千瓦。4浙江关于开展2021年度电力需求响应工作的通知容量补贴（0.25～1元/千瓦）+电量补贴（4元/千万时）5广东关于开展市场化需求响应系统公测和结算试运行工作的通知中标出清价格4.5元/kWh。6湖南关于做好2021年迎峰度夏有序用电和需求响应有关工作的通知需求响应补偿价格不高于2元/kWh。7湖北湖北电力需求响应实施方案（试行）响应补贴最高为20元/kW·次8陕西2021年陕西省电力需求响应工作方案紧急性削峰需求响应补贴最高35元/kW·次，经济性非居民需求响应补贴最高15元/kW·次，经济性居民需求响应补贴最高8元/kW·次5.储能补贴政策5.储能补贴政策PAGE18PAGE18序号省份政策文件新能源+储能1青海关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知对“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时0.10元运营补贴(经省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目，在上述补贴基础上，再增加每千瓦时0.05元补贴)，保证储能设施利用小时数不低于540小时。2陕西（西安）VGVTYV6B4B6Y65XA于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见对2021年1月1日至2023年12月31日期间建成运行的光伏储能系统，自项目投运次月起对储能系统按实际充电量给予投资人1元/千瓦时补贴，同一项目年度补贴最高不超过50万元。3安徽（合肥）关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见对本政策发布后并网运行的光伏储能系统，项目中组件、储能电池、逆变器，采用工信部相关行业规范条件公告企业产品或《合肥市推荐应用光伏产品导向目录》推荐产品的，自项目并网次月起给予储能系统充电量1元/千瓦时补贴，同一项目年度最高补贴100万元且企业投资金额1000万元以上的能源互联网或微电网创新示范项目10%），给予设备投资额10%的一次性补贴，同一项目最高不超过150万元。4江苏（苏州工业园）苏州工业园区绿色发展专项引导资金管理办法针对在园区备案实施、且已并网投运的分布式燃机项目、储能项目，自项目投运后按发电量（放电量）补贴3年，补贴业主单位0.3元每千瓦时。PAGE19PAGE19三、储能价值体系分析三、储能价值体系分析1.储能在电力系统中的价值体系1.储能在电力系统中的价值体系资料来源：EPRIPAGE资料来源：EPRIPAGE20电力用户应用电网公司应用发电集团应用电能管理延缓电力设施投资电力市场（包括电能市场、容量市场以及辅助服务市场）储能应用实现的价值提高可靠性、减少电费支出间接提高输配电设备的输电能力、提高电力基础设施的利用率发电集团可以向电网提供电能、机组备用容量以及辅助服务电力用户1提高电能质量电力用户电力用户2提高可靠性电力用户电力用户3减少电费支出电力用户4减少容量费用(分步制电价容量部分费用)电力用户配网5电压支持（暂态运行）电网公司电网公司6延缓配电网升级电网公司电网公司7提高可靠性（降低停电概率或停电时间）电网公司8减少配网线损电网公司电网公司输电网9减少电力阻塞的概率电网公司电网公司10延缓输电线路扩容投资电网公司电网公司电网公司11降低风电送出线路容量（或提高输变电设备的利用率）电网公司电力用户应用电网公司应用发电集团应用电能管理延缓电力设施投资电力市场（包括电能市场、容量市场以及辅助服务市场）储能应用实现的价值提高可靠性、减少电费支出间接提高输配电设备的输电能力、提高电力基础设施的利用率发电集团可以向电网提供电能、机组备用容量以及辅助服务安全运行与可再生能源接入12延缓尖峰机组的投资发电集团发电集团13向电力系统提供备用容量电网公司电网公司电网公司/发电集团14可再生能源接入（平滑输出）电网公司/发电集团电网公司/发电集团15可再生能源接入（每日的削峰填谷）电网公司/发电集团电网公司/发电集团发电端16调频电网公司电网公司发电集团17备用机组（热备用、冷启动、维修备用）电网公司电网公司发电集团18调峰电网公司发电集团19黑启动电网公司发电集团20削峰填谷（低买高卖）发电集团2.储能价值应用分析研究2.储能价值应用分析研究222.储能价值应用分析研究2.储能价值应用分析研究PAGE23PAGE233.储能价值体系分析3.储能价值体系分析PAGE28PAGE28我国总体辅助服务价格的占比相对国外电力市场化的国家整体偏低，如：2019年上半年，电力辅助服务市场补偿费用共130.31亿元，占上网电费总额的1.47%。储能在电力系统及辅助服务不同环节，会产生不同的应用价值。储能系统的价值主要有以下应用：容量价值、功率价值、备用价值，如峰谷套利、基本容量、辅助服务（调峰、调频、黑启动）、需求侧响应、电能质量治理（电压暂降）、备用容量等储能在电力系统不同环节并网将会产生不同的电力系统应用价值。美国洛基山研究所就对储能设备运行在系统侧，配电侧以及用户侧并网的价值进行了对比。储能设备应用于不同并网点应用价值差异如图所示。4.储能参与辅助服务兼容性4.储能参与辅助服务兼容性PAGE29PAGE29应用优先顺序决定了不同种类应用价值叠加过程中的优先级，当某种应用的优先级较高时，其应用价值也将优先考虑。将各种应用按照放电频率和放电时间分为三种类型，其放电特性分别如图所示：类型1：规律性放电并且与电网高峰负荷时间高度吻合类应用，包括能量时移、容量机组、负荷跟踪、延缓输电设备扩容、用户分时电价管理、用户容量电费管理。类型2：随机频繁放电类应用，具体包括系统调频服务、输配电无功支持，以及提升用户供电质量。类型3：随机偶尔放电类应用，具体包括系统备用容量、缓解输配电线路拥堵，以及提升供电可靠性30放电功率（MW）放电功率（MW）201510500 20 40 60 80放电时间（小时）应用类型1 应用类型2 应用类型34.储能参与辅助服务兼容性4.储能参与辅助服务兼容性3030当两个细分领域应用不属于同种应用类型时，优先顺序较低的应用只能出现在优先顺序较高的应用完成后的剩余时间中，其价值系数也往往等于剩余可用时间的比重，即若某优先级应用的调用事件占全天时间的10%，则次级应用的价值叠加系数为90%。剩余可用时间（%剩余可用时间（%）容量机组负荷跟踪应用类型调频服务应用类型系统备用提高供电可靠性提高供电质量0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100应用剩余时间百分率4.储能参与辅助服务兼容性4.储能参与辅助服务兼容性3131根据储能应用分析结果，将8种典型含多储能形式的区域综合能源系统应用的兼容性情况整理成表，其中绿色部分代表具有较高兼容性，蓝色代表兼容性较低，黄色代表兼容性介于绿色和蓝色之间。各类不同应用兼容性关系PAGE32PAGE32四、储能价值计算案例四、储能价值计算案例案例1——案例1——新能源AGC储能配置PAGE33PAGE33 华中区域发电厂并网运行管理实施细则 西北区域发电厂并网运行管理实施细则 西北某100MW光伏电站全年逐10min出力数据分析西北某100MW光伏电站全年逐10min出力数据分析配置储能前配置储能后出力波动（配置储能前配置储能后出力波动（MW）0～55～1010～2020～30＞30概率80.8%10.6%6.0%2.0%0.6%出力波动（MW）0～55～1010～2020～30＞30概率92.4%5.2%2.1%0.3%0.0%配置储能前配置储能后储能出力（MW配置储能前配置储能后储能出力（MW）0～55～1010～1515～20＞20概率97.6%2.05%0.3%0.05%0.0%储能容量（MWh）0～55～1010～1515～20＞20概率92.4%7.6%0.0%0.0%0.0%对于该100MW光伏电站出力波动，10MW储能功率可满足99.65%概率下光伏电站出力波动满足考核，10MWh储能电量可满足100%概率下光伏电站出力波动满足考核，该光伏电站储能配置比例10%，1h即可。案例2——案例2——新能源弃电储能配置PAGE35PAGE35西北某100MW光伏电站未配置储能弃电率5.14%，保障收购1500h西北某100MW光伏电站未配置储能弃电率5.14%，保障收购1500h（MW）配置储能（MW/MWh）配置储能后弃电率）实发电量（万kWh）总投资（万元）资本金收益率1000/05.14%0202324200010.22%10010/103.99%160020446436009.52%10010/203.07%280020615448009.09%10010/302.27%400020763460008.63%储能配置10/10储能配置10/20储能配置10/30储能配置10/10储能配置10/20储能配置10/30案例3——案例3——电网侧储能配置PAGE36PAGE36负荷曲线煤电调峰区负荷曲线煤电调峰区储能调峰区0抽蓄电站 水

气电 煤

区外电+煤电强迫出力某220kV变电站供区最大外送功率分析某220kV变电站供区最大外送功率分析1.01.52.02.53.03.54.0负荷（MW）100100100100100100100全风电100%409014019024029034.095%10458011515018522.0电网配置主变（MVA）180180180240（180）240（180）2×180（240）2×180（240）储能（MW）（10）（90）（50）（100）全光伏100%0408012016020024095%-20104070100130160电网配置主变（MVA）180180180180180240（180）240（180）储能（MW）（20）（60）风光1：1100%-8296510113817421095%-24-1265278105131电网配置主变（MVA）180180180180180180240（180）储能（MW）（30）案例4——案例4——用户侧储能配置PAGE39PAGE39以下哪种用户负荷特性具备储能配置必要性？以下哪种用户负荷特性具备储能配置必要性？以下哪种用户负荷特性具备储能配置经济性？1.201.000.800.600.400.200.00

1357911131517192123连续生产型

1.20 0.800.600.400.200.00

1357911131517192123商业服务型

1.201.000.800.600.400.200.00

1 3 5 7 911131517192123公共服务型1.201.000.800.600.400.200.00

1 3 5 7 9111315171921居住型

1.201.000.800.600.400.200.00

1 3 5 7 911131517192123日常工作型储能功率是否选择为“max[(最大值-平均值)，（平均值-最小值）]”？储能运行方式是否将用户负荷特性进行拉平？ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24连续生产型湖北省2021年电价政策湖北省2021年电价政策用电分类电度电价（元/千瓦时）容（需）量电价不满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）变压器容量（元/千瓦·月）工商业及其他用电单一制0.69070.67070.65073825两部制0.60670.58690.56880.54980:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00分时电价曲线某用户案例谷段 平段 峰某用户案例

平段 尖

平段谷段

变压器容量2500MVA最大值2416MW平均值1882MW100050000:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00降容目标谷段 平段 峰降容目标

平段 尖

平段谷段

500400300200

变压器容量2500MVA最大值2416MW最大值2000MW1500 100500

0-100-20000:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00储能运行曲线 优化曲线 原始负荷曲线

-300调峰目标谷段 平段 峰调峰目标

平段 尖

平段谷段2500

2000

300

最大值2416MW2001500 10001000 -100500 -30000:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00原始负荷曲线 优化曲线 储能运行曲线

-500时段降容目标调峰目标充放电功率收益一充一放一充一放收益两充两放两充两放收益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日调峰收益（元）110506630年调峰收益（元）38672176996220668降容收益（元）15000000合计收益（元）188672176996220668案例5——案例5——用户侧侧储能价值体系计算XX企业典型负荷日曲线图1一充两放、两充两放储能充放电控制时段曲线XX企业典型负荷日曲线图1一充两放、两充两放储能充放电控制时段曲线46负荷值大于1800kW时启动BMS放电、并投入PCS系统参与用户与电力系统的负荷平衡，以削减用户对电力系统的最大负荷需求负荷低于1800kW负荷值大于1800kW时启动BMS放电、并投入PCS系统参与用户与电力系统的负荷平衡，以削减用户对电力系统的最大负荷需求负荷低于1800kW时控制储能系统停止放电、并根据采集的储能电池当前放电深度、余量电量、当前时段系统电价等信息，控制储能系统是否进行充电。案例5——案例5——用户侧侧储能价值体系计算47471.21.2销售电价上网电价101 2 3 4 5 6 7 8 9101112131415161718192021222324湖北分时电价时段曲线2021年执行峰谷电价尖峰、高峰、谷、平各时段划分尖峰时段：20:00峰谷电价尖峰、高峰、谷、平各时段划分尖峰时段：20:00～22:00（共2小时）；高峰时段：09：00～15:00（共6小时）；平段：07：00～09:00、15:00～20:00、22:00～23:00（共8小时）；低谷时段：23：00～次日07:00（共8小时）。峰谷分时电价价差尖峰电价=基础电价×180%+政府性基金及附加。高峰电价=基础电价×149%+政府性基金及附加。低谷电价=基础电价×48%+政府性基金及附加。案例案例5——用户侧侧储能价值体系计算2020年电价

典型日负荷

平均负荷

负荷需求目标：控制值2100kVA容量配置：500kW/2000kWh：85%DOD：90%差值 充放电功率 2020年收益 2021年电价 充放电功率 2021年收益0:00

10kV 0.326896 0.326896 0.326896 0.326896 0.326896 0.326896 0.326896 0.326896 0.6117 0.6117 1.04986 1.04986 0.6117 0.6117 0.6117 0.6117 0.6117 0.6117 1.04986 1.04986 1.04986 1.04986 0.6117 0.6117

kW

kW188218821882188218821882188218821882188218821882188218821882188218821882188218821882188218821882

kW50-42-137-416-80-21227175-2122-9-128307534-93-201149-56106-105-12534-2190

kW-169-260-356-260-437-213-217-860500500-216-227-34700-212500500500500日调峰收益年调峰收益降容收益合计收益

元-59.84-92.15-126.11-92.10-155.11-75.43-76.82-30.650.00484.28483.65-143.50-150.77-229.960.000.00-140.43483.75483.96483.48483.511,530535418100800636218仅峰谷套利

10kV 0.31472 0.31472 0.31472 0.31472 0.31472 0.31472 0.31472 0.6067 0.6067 0.881835 0.881835 0.881835 0.881835 0.881835 0.881835 0.6067 0.6067 0.6067 0.6067 0.6067 1.0559 1.0559 0.6067 0.31472

kW40935627038432325800500500

元-57.61-88.72-121.41-88.67-149.33-72.62-104.680.000.00391.31340.82257.94367.01308.71247.160.000.00-269.57-275.87-111.21572.07572.100.000.001,71760110690000691106仅峰谷套利48案例案例5——用户侧侧储能价值体系计算2020年电价调峰目标容量配置： 2021年电价调峰目标容量配置：450kW/900kWh综合效率：85%DOD：90%450kW/900kWh综合效率：85%DOD：90%一充两放kW

一充两放收益元-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46

两充两放kW-100-100-100-100-100-100-100-100

两充两放收益元-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46

一充一放kW-100-100-100-100-100-100-100

一充一放收益元-34.14-34.14-34.14-34.14-34.14-34.14-34.14

两充两放kW-100-100-100-100-100-100-100

两充两放收益元-34.14-34.14-34.14-34.14-34.14-34.14-34.14

387.17387.17-132.70-132.70-132.70-132.70

108.54108.54108.54108.54108.54108.54

-263.22-263.22389.40389.404921720780172078

7342569830256983

-100

-34.145061769960176996

-100

-34.1463022066802206684949案例案例5——用户侧侧储能价值体系计算PAGE51PAGE51方案一 方案二效益分类效益分类电能质量闪变备用电源名称电池容量（kVA）峰谷转移电量（万kWh）充放损失电量（万kWh）峰值电价（元/kWh）谷段电价（元电价差（元/kWh）年收益（万元/年）配变容量（kVA）最大需量（kW）全年需量（kW）储能PCS容量按需量（元/kVA月按容量（元/kVA月容量缴纳（万元）需量缴纳（万元）容量电费节省（万元/年）闪变频次（次/年）事故损失（万元/次）谐波（万元/次）三相不平衡（万元/次）事故止损收益（万元/年系统备用（次）黑启动（次）备用收益（万元/年）税后年收益（万元）静态投资（万元动态投资（万元年运行维护费（万元投资回收期（年）数值2000100150.985860.26290.7229668.3525002416130050042288465.5218.48350015000101.83370.00381.123.82效益分类电能质量闪变备用电源名称电池容量（kVA）峰谷转移电量（万kWh）充放损失电量（万kWh）尖峰电价（元/kWh）高峰电价（元谷段电价（元电价差（元/kWh）年收益（万元/年）配变容量（kVA）最大需量（kW）全年需量（kW）储能PCS容量按需量（元/kVA月按容量（元/kVA月容量缴纳（万元）需量缴纳（万元）容量电费节省（万元/年）闪变频次（次/年）事故损失（万元/次）谐波（万元/次）三相不平衡（万元/次）事故止损收益（万元/年系统备用（次）黑启动（次）备用收益（万元/年）税后年收益（万元）静态投资（万元动态投资（万元年运行维护费（万元投资回收期（年）数值2000120181.049860.8800730.3268960.59562465.5925002416130050038257559.2815.7235001500096.31370.00381.124.04两充两放储能系统500kW/2000kWh，2020年电价及分时政策，考查储能项目2020年基准收益情况。

两充两放储能系统500kW/2000kWh，2021年电价及分时政策，考查储能项目2021年基准收益情况。效益分类效益分类闪变名称电池容量（kVA）峰谷转移电量（万kWh）充放损失电量（万kWh）尖峰电价（元/kWh）高峰电价（元谷段电价（元电价差（元/kWh）年收益（万元/年）配变容量（kVA）最大需量（kW）全年需量（kW）储能PCS容量按需量（元/kVA月按容量（元/kVA月容量缴纳（万元）需量缴纳（万元）容量电费节省（万元/年）闪变频次（次/年）事故损失（万元/次）谐波（万元/次）三相不平衡（万元/次）事故止损收益（万元/年系统备用（次）黑启动（次）备用收益（万元/年）税后年收益（万元）静态投资（万元动态投资（万元年运行维护费（万元投资回收期（年）数值360010816.21.049860.8800730.3268960.59562459.0325002416120060038257554.7220.2835001500094.31630.00648.927.03效益分类效益分类峰谷套利容量价值变备用电源名称电池容量（kVA）峰谷转移电量（万kWh）充放损失电量（万kWh）峰值电价（元/kWh）谷段电价（元电价差（元/kWh）年收益（万元/年）配变容量（kVA）最大需量（kW）全年需量（kW）储能PCS容量按需量（元/kVA月按容量（元/kVA月容量缴纳（万元