2022储能系统的价值发现与价值体现

1报告提

纲contents二、再电气化进程中的储能系统需求分析三、市场化发展路径下的储能系统商业模式思考一、国家重点研发计划项目示范工程实施方案2报告提

纲contents二、再电气化进程中的储能系统需求分析三、市场化发展路径下的储能系统商业模式思考一、国家重点研发计划项目示范工程实施方案3新能源与储能运行控制国家重点实验室煤转化国家重点实验室煤炭间接液化国家工程实验室碳纤维制备技术国家工程实验室山西煤化工技术国际研发中心先进储能材料国家工程研究中心先进电池材料教育部工程研究中心国家级国家电能变换与控制工程技术研究中心4主要研究内容高性能离子传导膜材料、双极板材料、电解质溶液的材料制备技术45k

W

高功率密度单体电堆结构设计与集成技术270kW

高能量效率液流电池储能模块10

MW/

40

MW

h液流电池系统的成组设计、集成与智能控制技术10MW/40MWh全钒液流电池储能系统在电力系统应用关键技术及其工程示范5主要任务工作进展全钒液流电池储能系统工程优化设计关键技术研究1.选定了储能与火电厂、风电场、光伏电站联合运行的示范厂址典型应用场景约束下全钒液流电池储能系统优化规划关键技术研究2.完成了储能电站的优化设计典型应用场景约束下全钒液流电池储能系统广域控制关键技术研究编制了吉林省储能布局方案报告根据目前市场机制分析了储能运全钒液流电池储能系统工程应用效能评估关键技术研究行商业模式10MW/40MWh

全钒液流电池储能系统多点工程示范6课题510MW/40MWh全钒液流电池系统的集成及验证示范7示范工程的目的验证液流电池技术实用性探索电池应用商业模式解决吉林电网实际问题消纳新能源空间小提高火电灵活性+用户侧电采暖+电化学储能调峰能力严重不足直流运行稳控要求风电场示范地点选择和储能接入方式备选场地

1（首选）升压站东南侧围栏外侧70米长、85米宽区松域原（地或一区般乾程度安60县米长的围水栏字外侧风10电0米场宽。区域），约6000㎡，已完成征地手续，但需迁移35kV线路部分杆塔和地埋电缆。备选场地

2升压站北侧105米长围栏外侧3

0

米宽区域

，

约3000810MW4h锂电/铅碳-风电10MW4h液流-风电9调控方案通信架构12火电场示范地点选择和储能接入方式吉电股份东南热电厂13“储能+火电”示范工程调控方案“储能+火电”示范工程一次系统接线图储能系统集成方案10MW×4h铅炭电池储能系统一次接线图10MW×4h锂电池储能系统一次接线图10MW×4h液流电池储能系统一次接线图储能系统集成方案1MW×4h液流电池储能系统一次接线图示范工程的市场机制16(1)东北电力调峰辅助服务市场机制：时期报价档位火电厂类型火电厂负荷率报价下限（元/kWh）报价上限（元/kWh）非供热期第一档纯凝火电机组40%＜负荷率≦50%00.4热电机组40%＜负荷率≦48%第二档全部火电机组负荷率≦40%0.41供热期第一档纯凝火电机组40%＜负荷率≦48%00.4热电机组40%＜负荷率≦50%第二档全部火电机组负荷率≦40%0.41类型日参与调峰次数投资回收期（年）设备使用寿命（年锂电1-1.57-1011-16液流1-1.5约1220）示范工程的市场机制17(2)需求侧峰谷价差套利吉林省一般工商业（1-10千伏），执行峰谷电价，峰时电价1.14945元/千瓦时，谷时电价0.41395元/千瓦时，平时电价0.7817元/千瓦时，峰谷价差为0.7355元/千瓦时。

(3)提高风电场友好性，减少弃风电量吉林省2017年弃风率21%，2020年目标在10%以内（含各类市场化交易后），风电标杆电价0.58元/千瓦时。（4）参与东北电网调频辅助服务

随着可再生能源占比逐步提高，电力市场进一步深化和更加开放的辅助服务市场，调频需求将进一步释放。因此，预计东北电网也将出台调频相关的辅助服务政策。示范工程的市场机制18（5）作为独立电站参照抽水蓄能电站方式运行

参照抽水蓄能电站方式建设运营，接受电网统一调度，按照两部制电价运营。容量电价按照弥补储能电站固定成本及准许收益的原则核定，准许收益按无风险收益率（长期国债利率）加1-3%的风险收益率核定。电量电价主要弥补储能电站充放电损耗等变动成本。《国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格【2014】1763号）抽水蓄能电站与电化学储能电站比较19电站类型调峰调频事故备用黑启动快速响应抽水蓄能√√√√电化学√√√√√电站类型蓄能时间效率建设条件建设周期建设成本功率环境效应抽水蓄能5-7小时75%需要水库4-6年<1000元/kWh>100MW库区建设电化学4-8小时灵活配置70-90%任意地点3-6个月3-4000/元/kWh>10MW灵活配置环境友好电化学储能电站参照抽蓄模式运营分析20电化学储能电站参照抽水蓄能电站模式运行，可充分发挥设备优势。系统安全稳定的成本无法直接用价格衡量。按照两部制测算的电站度电成本与目前深度调峰的补偿水平相当。两部制市场模式清晰，有利于储能电站的市场化运营。在两部制基础上运营的独立电站便于在市场化中改变商业模式。报告提

纲contents二、再电气化进程中的储能系统需求分析三、市场化发展路径下的储能系统商业模式思考一、国家重点研发计划项目示范工程实施方案21再电气化是能源构建清洁、低碳能源体系的根本途径风电、太阳能发电等新能源的大规模开发利用电能对化石能源的深度替代22新能源电站虚拟同步机提供有功响应能力功率需求5-10%，容量分钟级火电机组灵活性改造增加机组功率调节能力功率需求15-20%，容量小时级提供系统备用容量提供快速功率调节能力功率需求百MW级，容分钟-小时级23提供系统调峰/备用容量提供快速功率调节能力功率需求百MW级，容分钟-小时级提供系统振荡阻尼提供快速功率调节能力功率需求百MW级，容分钟-小时级配电网三相不平衡治理提供有功无功调节能力功率需求MW级，容量小时级24提供需求侧响应/峰谷套利功能提供双向功率调节能力功率需求1-百MW级，小时级提供系统备用容量提供快速恢复供电能力功率需求百MW级，容分钟-小时级与其他用能方式实现综合能源利用提供不同尺度功率协调功率需求1-百MW级，容量小时级25报告提

纲contents二、再电气化进程中的储能系统需求分析三、市场化发展路径下的储能系统商业模式思考一、国家重点研发计划项目示范工程实施方案26储能产业发展无法简单复制新能源发电的成长路径储能所处的产业发展周期与风电、光伏初期的形势不同储能的价值内涵比新能源发电更丰富、更难定价储能已有商业模式的推广性仍需接受长期考验国内部分试点性政策的持续性有待观察国内外电力市场机制仍存在明显的差异27跟随新一代电力系统的发展完成价值发现完善产品功能质量实现价值体现遵循目前的定价基本原则选择商业模式度电成本和收益清晰的优先选择容量市场度电效益不清晰的以普遍接受的价格提供辅助服务在经济理论发展的基础上为价值设定价格Forbes：Blockchain:DownfallOrTheFutureOf

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