区域电力市场及储能发展的机遇培训

区域电力市场及储能发展的机遇

XX区域电力市场简介

国内外储能市场规模及参与市场的经验3

XX区域储能发展机遇目录国家发改委发布《关于进一步

推进XX

(以广东起步)电力

现货试点工作的通知》1.认真总结经验2.逐步扩大现货市场范围3.推动跨省跨区送电参与市场

4.提出工作方案4月26日国家发改委正式印发《关于进一步做好电力现

货市场建设试点工作的通知

》,支持开展XX

区域电力

市场试点建设。2022年1月27日国家发展改革委、国家能

源局正式批复同意《中国

XX

区域电力市场工作方

案》2

0

2

2

年

7

月

2

3

日XX

区域电力市场

正式启动试运行8月26日，国家发改委召开

了XX区域电力市场建设专题会，会上提出四点要求：高度共识、十分紧迫

问题可解、立即启动2020.9

2021.3

2021.42021.8

2022.1

2022.4

2022.72022年4月21日向国家发展改革委、国家能

源局上报《区域电力市场实

施方案》区域电力市场发展历程2021年3月17日正式上报《区域电力市场工作方案(报

批稿)》4云南以水电、风电、光伏等波动性清洁能源为主，受枯汛季节和气候影响大，需要灵活的跨省消纳机制；广西、贵州新能源发展迅速，水风火多能互济运行特点显著

;海南大机小网运行特性突出，属于高寡占型市场，需要区域交易机制，提高省内竞争水平。>风电、光伏进入密集投产，需要更大范围的电源支撑，适应新能源的间歇性和波动性特征。>“十四五”期间经济社会发展对电力的需求将保持平稳快速增长。>各省电源结构差异：广东以火电为主，对煤、天然气供应依赖度高，受一次能源供应和价格波动影响敏感

；XX

电网装机分布占比2020年底南网总装机

贵州装机3.49亿千瓦

6007万千瓦广东装机

广西装机1.40

乙干瓦

4399

万开瓦资源互补优势突出，

电能交换规模大，电

网联系紧密云南装机9829万千瓦海南装机881

万千瓦XX

区域电源结构贵州

17%云南28%海

南

3

%广东40%广西

13%4严格落实改革要求，确保工作平稳有序确保系统安全稳定，保障电力可靠供应发挥市场配置作用，促进清洁能源消纳时序贯通、品种完备、统一开放的

XX区域电力市场总体要求：以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的十九大精神，服务国家区域协调发展战略，落实

电力体制改革要求，遵循市场规律和电力系统运行规律，

从XX

五省(区)实际出发，建立中长期交易与现货交易相结合的XX区域电力市场，发挥更大范围的市场资源优化配置作用，促进新型电力系统建设

，构建清洁低碳、安

全高效的能源体系，助力实现“碳达峰、碳中和”目标。辅助服务交易现货电能量交易中长期交易跨省跨区优先计划区域市场建设的总体要求基本原则5●通过电能价格反映一次能源价格，调动电源发电积极性●通过分时价格，鼓励用户主动削峰填谷●通过长期价格信号引导规划投资，促进发电能力增长●优化水能利用和市场交易，减少弃水●适应新能源波动性和随机性●实现区域范围内的消纳能力●实现现货市场、中长期市场、价格机制有效衔接●市场交易结果满足系统平衡及安全约束●市场运行与调度运行妥善衔接XX

区域市场的建设目标4

保障电力供应，服务五省区社会经济发展●政府间协议保障执行●国家指令性计划保障执行●用户购电成本最低●发电成本得到合理反映保障西电东送战略落地确保电网安全稳定运行各类市场机制有效衔接实现社会福利最大化促进清洁能源消纳16辅助服务市场>

2021年7月XX

区域调频辅助服务市场(含中东部主网和云南异步电网)进入正式运行>2020年7月以来，广西、海南、贵州调峰辅助服务市场相继进入正式运行>2021年1月贵州调峰辅助服务市场正式运行>2022年中贵州纳入区域调频市场>

2022年4月25日XX区域跨省电力备用辅助服务市场开展首次模拟出清，并进入了试运行。>国家发改委第一批现货市场试点：XX(以广东起步)电力现货市场于2018年8月31日在全国率先开展模拟试运行>2019年、2020年完成日、周、全月结算试运行>2021年11月以来开展连续运行，目前运行平稳>

2022年7月23日，

XX

区域电力市场启动试运行。现货电能量市场XX

区

域

电

力

市

场

现

状XX

区域电力现货市场现状7>

大规模新能源的消纳，需要进行更大范围的资源配置，也需要更灵活的储能调节资源>

XX区域电力市场的建设，特别是区域调频、备用辅助服务市场，既满足了新能源发展的需要，也

为储能的发展提供了市场基础不同发展阶段电力供给和消费对比传统能源时代

当今能源时代电网稳定运行

电网稳定运行负荷侧电力消费方式多样，发电侧越来越高的新能源装机比例

有着巨大的不可预测性，导致电力供需双侧的波动性增强，对

灵活性资源提出了更多数量、更高质量的要求。(源荷互动)负荷侧较稳定，煤电和燃机在发

电的同时，也承担着灵活性资源

的角色。(源随荷动)储能行业的机遇可再生能源的波动性电力消费方式多样化煤电

燃机

风电光伏

储能

新能源汽车峰谷电价煤电、燃机足以应对电

网稳定调节需求煤电、燃机不足以应对电网稳定调节需求电力消费方式单一灵活性资源电力供给电力需求电力需求电力供给燃机煤电8==1

XX区域电力市场简介

国内外储能市场规模及参与市场的经验3

XX区域储能发展机遇目录快速复苏飞跃式增长2020年疫情后经济复苏、2018年我国电化学储能新增装机量光伏平价实现、以及多省出

台政策性配储要求等因素，

带动装机量二次爆发，0.68GW,同比增长2020年新增1.56GW,同465%比增长145%再次爆发2021年顶层政策出台提速，先后出台了《关于加快推动新型。储能发展的指导意见》、《委关于进一步完善分时电价机制的通知》等利好政策，2021年

上半年，国内新增新型储能装

机规模超10GW,

同比增长超600%理性调整2019年随《输配电定价成本监审办法》和《关于进一步严格控制电网投资的通知》印发,以及中美贸易战影响，户用侧、电网侧增长放缓，市场回归理性，新增装机量同比下降6.7%国内储能市场发展历程正式启动2017年9月发改委、能源局等五部委联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》2017年

2018年

2019年

2020年

2021年10根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)

数据，截至2021年底：全球已投运储能项目的累计装机量达209.4

GW

,

同比增长9%;中国的累计装机量达到46.1GW,较2020年增加10.5GW,

同比增长29.5%

,其中，新型储能装机占比

2021年全球和中国储能市场规模铅蕾电池

_5.9%液流电池0.9%_超级电容0.2%

_其它<0.1%|k

轮储能0.1%熔融盐储热1.2%新望铺能12.5%中国电力储能项目累计装机分布(MW%)数据来源：CNESA

中关村储能产业技术联盟抽水蓄能86.3%12.5%。锂离子电油89.7%压缩空气」

3.2%11应用场景主要用途应用类型放电时长运行频率(次/年)响应时间发电侧可再生能源并网功率型5min4000秒级火储联合调频功率型5min4000秒级减少弃光弃风能量型8h300小时级电网侧电力调峰能量型8h300小时级系统调频功率型15min4000秒级备用容量能量型4h200小时级缓解电网阻塞能量型3h50分钟级延缓输配电设备扩容能量型3h10分钟级无功支持功率型<1min1000秒级用户侧电力自发自用能量型8h300小时级峰谷价差套利能量型1h200分钟级容量费用管理能量型1h200分钟级提升电能质量功率型10min100毫秒级提升供电可靠性能量型1h100秒级储能的应用场景可分为发电侧、电网侧、用户侧等多种应用场景12市场引领，

火储联合参与调频市场该类型主要为煤电机组提供调频辅助服务，主要分布在广东、山西等调频辅助服务市场较为成熟的地区，2020

年约占储能总装机容量的18%。该类型储能装置盈利能力较强。以广东某火电厂为例，增加调频储能装置后，在调频市场中日均收益由0.63万元提升到39.21万元，按照该厂30兆瓦/15兆瓦时储能投资1亿元测算左右，

一年

不到即可回收成本。政策大力驱动，

“新能源+储能”率先放量2020年开始，多个省份陆续通过量化手段“原则上”对风光发电提出储能配比，按照不低于新能源电站

装机容量10-20%、且额定功率下的储能时长不低于1-2小时来配置。2021年出台的政策中，多省均提出明确

指标，风光与储能“捆绑”后大幅打开储能市场空间。省份政策文件发布时间支持力度配储对象配备内容青海《支持储能产业发展的若干措施(试行)》2021/1/29量化指标水电及风光发电新建新能源项目，储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%,储能时长2小时以上。对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。实行“水电+新能源+储能”协同发展模式。新建、新

投运水电站同步配置新能源和储能系统，使新增水电与新能源、储能容量配比达到1:2:0.2,实现就地平衡。河南《关于2021年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知

》2021/6/21量化指标光伏发电项目I类区域消纳规模为3GW,要求配置项目10%,可正常运行2小时的储能设备，总规模300MW/600MWh;II类区域消纳规模为1GW,要求配置项目15%,可正常运行2小时的储能设备，预计储能总规模150MW/300MWh;IIⅡ类区域可协商规定消纳规模，要求配置项目20%规模，可正

常运行2小时的储能设备广西《2021年市场化并网陆上风电、光伏发电及多能互补

一体化项目建设方案的通知》2021/10/9量化指标风光发电项目列入2021年市场化并网陆上风电建设方案的项目共22个，总规模325.1万千瓦。2021年安排325.1万千瓦，配20%*2h储能；列入2021年市场化并网光伏发电建设方案的项目共17个，总规模395.4万千瓦，2021年安排330.4万千瓦，配15%*2h储能。储能的应用场景—发电侧13的要求提高。储能连接电网后可直接接收电网下发的调峰调频指令，按照调度指令充放电。2020年国内电网侧储能新增装机446

MW,同比增加46%。政策提出成本疏导思路，电网侧有望加速发展。2021年4月《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,提出“建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场”。主要是电力市场的调峰调频服务电力调峰调频、参与电力市场随可再生能源发电占比提升，电网发电频率、波动稳定储能的应用场景一电网侧调频

(MW)

调峰

(MW)

■

其他(MW)——

占比%14峰谷价差套利、节约容量电费、需求侧响应储能在用户侧主要是指与工商业、户用等分布式电源配套或作为独立储能电站应用。主要用于满足电力自发自用、峰谷价差套利、节约容量电费、参与需求侧响应、提升电能质量，以及

在新能源车充电时平滑负荷、保障供电可靠性等。2021年7月29日国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》,此次分时电价机制设定：最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1;其他地方原则上不低于3:1,进一步拉大峰谷电价。多地亦出台相关政策调整峰谷价

差推动用户侧储能发展。峰谷价差套利：是用户侧储能的主要商业模式，通过低谷充电、

高峰放电，时移电力需求实现电费节省；节省容量电费：大容量工商业用电实行两部制电价即“容量电费+

电量电费”模式，储能可削减峰值，节省容量。储能的应用场景一用户侧主要商业模式为峰谷价差套利，峰谷价差在0.7元/kWh

以上具备经济性15目前，国外储能已经在不同程度上参与了电能市场、辅助服务市场和容量市场

，并持续根据储能的物理特性优化市场机制，促进储能可持续发展。1、

制度先行>美国联邦能源监管委员会(FERC)陆续出台890号法令(2007年)、755号法令(2011年)、784号法令(2013年)和792号法令(2013年),允许储能在电力市场中提供辅助服务，要求

各市场按照不同调频电源类型的调频服务效果支付补偿费用，保障储能参与调频服务获得合理的

经济回报。2018年2月，通过841号法令，要求各电力市场运营机构研究制定储能参与电力市场

的相关规则，消除储能资源参与容量市场、能量和辅助服务市场的障碍。>英国2017年起允许储能设备参与容量市场和电力市场。澳大利亚和德国分别调整电力市场规则，向储能设备开放辅助服务市场。

市场环境下促进储能发展的国际经验16通过提供快速调频、系统备用、电压调节、黑启动等辅助服务获得相应的经济收益。竞争力分析：优势在于能够快速、准确地响应系统调频信号，爬坡速率较快。劣势在于容量电量有限，调频持

续时间较短；提供调频服务时充放电时间短且频次高，

对于储能循环寿命及短时功率吞吐能力要求较高。配套政策与机制：一是将储能纳入辅助服务市场准入范围，设置合理的准入容量限制。二是建立市场化的辅助

服务补偿机制，并逐步探索根据不同的调节效果设置差

异化补偿机制。美国PJM市场：2013年起专为以

储能为代表的快速调节资源设立了快速调频信号(RegD)。PJMselectedenergystorageproject

payments

国外储能参与电力市场的主要方式2、参与辅助服务市场数据来源：

BNEF■Regulation&FrequencySupplemental

Reserve173、

参与电能量市场通过“低价买入，高价卖出”的方式获取收益；通过缓解输电线路阻塞获得补偿收益等。竞争力分析：优势在于能够快速响应市场价格信号，利用不同时段的峰谷价差获得经济收益。劣势在于储能容量电量和循环效率直接影响储能收

益。配套政策与机制：

一是建设电力现货市场或建立分时电价机制，为储能参与市场提供更为准确的

价格信号。二是将储能纳入电力现货市场准入范

围，设置合理的准入容量限制。4、

参与容量市场为系统提供可用容量并参与远期容量拍卖，

满足系统资源充裕度要求。竞争力分析：与常规发电机组相比，储能容

量和电量均有限，小容量储能难以满足性能标准(如在系统尖峰时刻持续供电3~5小时),

竞争优势并不明显。配套政策与机制

：一是建立容量成本回收机制，因地制宜选择稀缺定价、容量市场或容量补偿机制。二是将储能纳入容量成本回

收机制准入范围，并科学认定储能有效容量

国外储能参与电力市场的主要方式181

XX区域电力市场简介

国内外储能市场规模及参与市场的经验

XX

区域储能发展机遇目录《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》·十三五期间，实现储能由研发示范向商业化初期过渡2018年2月《关于创断和完善促进绿色发展价格机制的意见》·壳葡峰谷电价形成机制，扩大峰、谷电价差和浮动幅度2019年5月《推进电力源网荷储一体化和多能互补发展》2021年3月《关于加快推动新型确能发展的据导拿见》

2021年7月到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万干面以上，在推动能源领域碳达雌碳中和过程中发择量看作用到2030年，实观新型储能金面市场化发展《鼓励发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模》

2021年8月·

超过保骗性并网以外规模按15%的挂钩比例(4小时以上，下同)配建，按照20%以上比例配建的优先并网·配建比例2022年后根据情况适时调整，每年公布一次《断质“两个细则广》(征求要见)-新型储能列为市汤主体·明雌新型储旋两度技术指导和管理内容·可提供果启动辅助酸务建设基于角户侧的分布式味维设备·发展储能和电动汽车应用《关于提升电力系统调节能力的指导意见》·加快新型储能技术研发创新，开展在风电、光伏发电项目

配套建设储能设施的试点工作·发展微电网等可中断负荷，增强受端电网适应性输民电定价或本监事办法》《第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》·在类脑智能、量子信息、基因技术、未来网络、深海空天

开发、氧能与储能等前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划，谋划布局一批未来产业提升清洁能源消纳存储能力，加快新型储能规模化应用《关于进一步完德分时电的机制的谨知》被面工商业用户通过系前储能等方式降低高峰时段用电负

荷、增加低谷用电量，降低用电成本《电化学储能电子安全管理暂行办法》·住建部要加强储能电子设计管理，组织开展储能电站设计与建筑安全相关标准制修订·建立储能电站安全监管平台，定期开展反事故工作国家能源局南方监管局文件南方监能市场〔2022〕91号关于印发《南方区城电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》的通知南方电同公司，南方电网超高压输电公司，广东。广西、云离。

费州。海南电网公司，深圳供电局，南网总调及各省(区)电力

调度机构，广州电力交易中心及各省(区)电力交易中心，各有

关单位：为深入贯彻落实党中央。国务院决策部等，完整准确全面贯彻新发展理念，做好碳达峰。碳中和工作，构建新型电力系统，

深化电力体制改革，持续推动能源高质量发展，保障广东.广否。

云南、贵州、海南五省(区)电力系统安全。优质。经济运行及电力市场有序运管，促进源网荷储协调发展，维护社会公共利益—1—目前最详细、覆盖面最广、储能调峰补

偿单价最高的区域电网辅助服务实施细则。独立储能电站作为新主体纳入XX

区域

“两个细则”管理，纳入范围须是容量为5MW/1

小时及以上的独立储能电站，不受

接入位置限制。机遇一：更大的政策支持力度·探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径·利用存量常规电源，合理配置储能，统筹各类电源规划、设计、建设、运营，优先发展新能源，推进多能互补·十四五期间，储能产业规模化发展，储能在推动能源变革和

能源互联网发展中的作用全面展现2016年12月《能道生产和消费革命战雨)(2016-2030)2022年版“两个细则”剩用峰谷电价差，轴功服务补偿等市场化机制，促进情能2021年7月2017年9月2018年6月2021年2月2021年8月2021年8月●

●

●20XX区域备用辅助服务市场>

省间市场>省内市场XX

区域调频辅助服务市场>中东部电网>

云南异步电网按照“谁受益，谁承担”、

“谁提供，谁获益”原则，建立辅助服务费用分摊机制。XX

区域电力辅助服务市场规则将逐步完善固化，打消市场主体

对规则多变、不确定性的顾虑。·

长期来看，由于储能较好的调节性，以及“双碳”目标下

,构建以新能源为主体的新型

电力系统，对于调频、备用等辅助服务需求将日益增加。·

未来储能还可以进一步参与快速爬坡等辅助服务新品种。机遇二：更完善、更稳定的市场XX区域电力辅助服务市场：21XX

区域建立备用辅助服务市场化交易机制