中国储能网讯：议题三：能源企业储能探索 -储能项目专家
（1）典型储能项目开发情况。首先是电网侧的集中式电站 我们在杭州的萧山发电厂建设 的电网和集中式电站，总规模是300MW/600MWh，其中一期的50MW/100MWh这个项目现在已经在开始建设，采用的集中式储能楼的布置方式。 目前中标的单位是南瑞继保的整 个储能电池及变流器的整个系统的设备集成，设备金额接近1.5亿元，电池采用宁德时代的280Ah的锂电池， 然后由中国能建浙江院进行其他方面的一些配套改造方案。百兆瓦级的大规模电站和一些中小规模的10MW/20MWh电站最明显的一个区别是，百兆瓦的项目在工程总价或者说每瓦时的单价上来讲还是比较高的，目前这个项目是接近2.6元/Wh的单价，在国内的集中式电站来讲是一个比较主流的价格水平。最近包括山西朔州一些大规模的电站开标了，它的单位投资的话更高，超过了三块钱每瓦时，这个往往包含一些其他的附属 设施的建设，包括充放电站以及配套周边电厂的改造等， 所以单价的方面的情况要具体项目具体分析。
（2）浙江省储能政策情况。 浙江省发改委、能源局出台了国内的第一个省级的面向储能项目的补贴，对于调峰项目（年利用小时数不低于600小时） 给予容量补偿，补偿标准是前三 年（200/180/170元） 每千瓦的补偿。 同时另外一个政策就是火储联合调频项目，就是Kpd 值大于0.9储能容量，每月给予配套的火电厂20万kWh的用煤量指标。从全省的目标来讲 ， 到23年的时候，累计建成1GWh的新型示范项目，在整个十四五期间建成2GWh。 在这一 系列政策的刺激之下，现在浙江有好几个火储联合调频电厂正在进行开发阶段， 前不久华东 集团在浙江的电厂已经开始投标了。
（3） 新能源发电侧储能项目情况。集团在十四五阶段计划的风电光伏开发量超过30GW ，开发的重点除了浙江的海上风电以外，还有西北地区包括在新疆青海地区的一些项目。目前 有20多个省份要求风电光伏储能配置的比例5%~20%， 时长1-3小时； 从长远来看，今后时 长有向4个小时演变的趋势。 因为这一系列政策出台的时间并不长，目前集团已投运的一些 光伏或者风电配储，以甘肃嘉峪关的光伏项目比较有代表性。70MW的光伏电站， 当时我们在报批的时候， 储能要求配比是5%，现在配比升级到10%，5%的配比要变成 3.5MW/7MWh，我们走访了各储能集成商，最后选取的是阳光电源储能系统解决方案。
Q： 在储能项目招标上，最主要关注的点是哪些？
A： 目前我们系统招标来讲，还是比较关心投标方整个系统集成的能力， 具体设备方面，我们认为电池和PCS是比较核心的设备。
在新能源配储上往往是政策驱动，目前还是在满足并网条件的前提下，希望尽量降低成本。
Q： 新能源发电侧配储能的收益性？
A： 收益这块还是不确定，因为仅仅依靠减少的弃风弃光是不可能覆盖成本投资的。 原则上来讲，较大规模的储能电站 （10MW以上） ，是可以接入电网辅助调度系统，但是实际上 参与电力系统服务，每年被调动的次数是没有保底性制度的保障，所以说大家作为新能源投 资商来讲，是把储能单独作为成本，不对储能电站本身做收益测算。
Q： 政策对梯次利用的态度？ 梯次利用可行性怎样？
A:目前来看在416火灾之后， 暂缓在大型储能项目上使用梯次利用电池， 但同时国家能源局以及工信部又出台了一些鼓励使用梯次利用电池的政策。 基本上30MW是国家能源局定义 的一个大型电站的标准，30MW以上电池梯次利用是不行的。低于这个规模下，使用梯次利用的电池，只要有相关的筛选和认证报告，从政策上的角度上来讲是没有障碍的。
Q: 未来一两年行业里面还会有哪些新变化？
A:现在发改委提出的在2025年新型储能装机到30GW这个数字其实显得较为保守。今年了 解情况，已经签约的项目，包括意向性的项目就已经超过21 GW。 今年的项目如果大家都做了，其实就已经提前完成2025的目标了。
同时前段时间南方电网也公布了十四五的投资计划，建设20GW的新型储能。国网与南网的规模大概是5：1的关系，从电网的规划来看，到2025年不含工商业，电网侧+发电侧就会达到近百GW的储能装机。
Q:储能电池供应情况？
A:现在新的项目，如果选用头部企业的电池产品，现在确实是面临缺货和涨价的情况。但是二线厂商应该还好，它现在来讲还是有货的。
Q:储能项目投资的资金情况？
A： 我们目前的项目，基本上都是自有投资结合银行贷款，作为国有企业， 贷款方面资金成本有一定优势。工商业项目 未来预期是走合同能源管理这种方法，因为并不是所有的工商业用户都懂储能电站的运维和建设，所以说运维和建设还是由专业的人来干比较好。
Q:现在工商业储能项目投资回报率？
A:以江苏、上海、 浙江的高耗能企业电价价差来看，内部收益率测算能够达到15%以上。
Q:工商业侧开始上量， 是不是跟限电有关系？
A:有一定关系，企业能提升自身用电的灵活性。 未来相当长一段时间，我们整个的电力供求还是偏紧。
Q： 电池、PCS产品，各厂商之间的差距大吗？
A:在PCS方面，今年有一个明显的技术趋势， 特大型项目开始向1500V的方案转向，主推和大批量出货的厂商以阳光电源、上能为主。
在电池方面，今年的很多大型项目使用宁德时代280Ah的产品，瑞浦和亿纬也推280的，比 亚迪推302和320Ah。大容量电池的优点，电池企业可以进一步压低成本；系统集成商可以 降低系统的成组难度，系统成组都是尽量避免电池的并联，能串联就串联，减少环流现象的发生，提升电池系统的安全性和稳定性。
议题二：寻路发电侧储能 -央企储能专家
新能源占比的提高，给电网安全带来一系列的这个问题，主要是两个方面：
（1） 电网需要为这个风光发电系统建设相应的调峰调频。风光发电系统不具备调峰调 频无功补偿的能力，对电网形成较大的冲击，电网需要为这个风光发电系统建设相应的调峰调频，需要相应增加常规火电电源提供补充调节能力。
（2） 新能源对电网电压频率波动的适应能力比较弱，容易脱网。 风光新能源自身对电网的电压和频率波动适应能力比较差，容易脱网。发生极端天气的时候，风光这个新能源基 本上无法发电，单靠现有的储能技术很难保证电网安全社会用电。
发电企业发展储能的意义主要有三方面：
（1） 可以跟清洁能源匹配解决系统问题；
（2） 与传统火电业务相结合，加快传统业务的转型发展；
（3） 能够与综合智慧能源跟企业来结合，实现新的地方增长，是能源战略转型的重要支撑。
集团目前储能项目有40多个，在江西已经投产了100MW的电储能项目，在湖南规划建设100MW/200MWh的电储能项目，预计明年开始。调频项目用的是磷酸铁锂电池 ，18MW/9MWh，系统调频按这个18兆瓦持续0.5小时， 配置储能以后，综合性能直接提高了2.5倍左右。投运以后，电网每个月会公布系统考核。 从考核上来看，每次在考核上面都是第一，是华中电网最优质的调频电源之一。在建设上，是集装箱集成运到现场，电池在集装箱里面已经是组装好了，到现场我们再进行外部调试这一块， 整个建设周期从建设到投运是4~5个月的时间。
Q:以公司项目为例， 储能参与调频调峰的收益计算？
A:风光新能源发电会因为天气影响而波动，而用电侧用电量不会改变，需要通过储能来补充。 火电因为开启时间慢，所以要用储能来进行调节。
AGC补偿费用 （元） =abs （ΔP） ×k×6元/MW
电网在这方面有两个细则，综合调节性能和调节里程。综合调节性能用k值衡量，由三部分 组成，一个是精度，一个是调节速度，另外一个就是响应时间。 调节里程用ΔP来衡量，电 网AGC指令是自动发出，发给调节能力最强的机组。上储能之前大概每天的调节里程是2000~2500MW左右，上了这个储能以后，调节里程最高能够到达6000MW。同时k值这一块，由原来的0.9~1左右，提高到了2.5。电网公司按照这两个细则给补偿费用，按每兆 瓦×6元来进行补偿的。
Q:调节里程一天最高可以达到多少？ 一天有多少收入？
A:调节里程一天可以有6000MW。电网公司的指令是非常频繁，几秒钟或者一分钟就要调节，可能会在一分钟给你几个。电网的负荷是在随时波动的， 一天可能一两千次两三千次都有可能。常规火电的话，调节性能比较差的， 可能花三分钟两分钟才能达到调节负荷。上了 储能了以后，可能只要半分钟到一分钟。对于指令来讲，你调节速度越快，下发的调节里程 越多，那你得到的收益就越多。一般正常情况下，我们调节里程平均可以达到3500MW ，一天的收入大概在6~10万块钱。
Q:电网对储能调频调峰的反馈？
A:电网是比较肯定的。自从这个项目建成了以后，江西这一块有4~5个火电厂，也在准备做这方面的可研。但有两方面因素， 一是能源局对这块抱着比较谨慎的态度，主要是从安全性 方面考虑；二是成本和收益分配的问题， 电网和能监局在编制关于电化学储能的奖励惩罚规范，也在咨询我们的意见。 后续还有政策引导电站的建立和收益分配。
Q：储能电站的投资回报率？收益来自于哪里？收益水平？
A： 内部收益率大概是17%左右，项目可研时收益预测的是23%。因为收益细则进行了修 边，达不到预测收益率。电网对我们有考核，如果调节性能不行，电网会从发电总量里扣掉3万度电量。
Q：电站的投资模式是以分公司或者项目公司的形式，还是说集团层面出台规范协调？
A： 我们是一个二级单位，是一个分公司，这个项目是由二级单位进行的， 集团只是把我们这个项目列为示范项目，投资这一块还是我们自行投资的。
Q： 项目招标的时候关注的点？
A： 关心电池和PCS，电池可靠性，充放电效率，系统综合的损耗。项目招标是对整个系统集成进行招标。
