中国储能网讯：9月7—9日，由工业和信息化部节能与综合利用司、国家能源局能源节约和科技装备司、浙江省能源局联合指导，中国化学与物理电源行业协会联合232余家机构共同支持的第十二届中国国际储能大会在杭州洲际酒店召开。本次大会由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会、中国科学院电工研究所储能技术组和中国储能网联合承办。

大会以"共创储能新价值，共建市场新格局"为主题，聚焦新型储能安全持续发展，针对储能产业面临的机遇与挑战等重点、热点、难点问题展开充分探讨，分享可持续政策机制、资本市场、新型储能系统集成技术、供应链体系、商业模式、标准、示范项目应用案例、新产品以及解决方案的普及和深化应用。

来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的913家产业链企业，3317位嘉宾参加了本届大会，其中154家企业展示了储能产品，可谓盛装出席，涵盖系统集成、电芯、PCS、BMS、集装箱、消防、检测认证等新型储能全产业链。

大会组委会邀请南瑞集团电网分公司电力市场系统部经理谢丽荣做《双碳背景下新兴市场主体参与电力现货市场机制与技术探讨》主题报告。以下为发言主要内容：

谢丽荣：谢谢大家！非常荣幸有机会跟大家分享“双碳”背景下储能市场参与电力现货市场机制的成果，前面几位专家给大家提到了“双碳”背景新型电力系统的建设。

新型电力系统的建设给我们带来很大的难题，新能源的大量发展，我们根据测算，在2030年全国总负荷能达到19.4亿千瓦，根据这个数据，我们也有一系列的测算办法，比如说有4%的需求响应，备用容量，预计到晚高峰时段电力平衡发电出力21.1亿千瓦。这个时候考虑风光和常规电源，按照95%参与高峰时段电力平衡计算，储能需求要达到2亿千瓦。从这个数据来看，储能的时代来了，储能有非常大的发展机会。

针对新能源的发展，新型电力系统的建设，有哪些难题？我们现在面临两大难题，第一个是电网的峰谷差进一步加大，电网的平衡面临很大的困难。我们拿到江苏电网今年夏高峰时期的数据，8月5日峰谷差能达到2870.5万千瓦，峰谷率达到23%，春节期间峰谷差率能达到40%。这么高的峰谷差，如果全部靠机组的开停来实现，就当天来实现机组开停进行调峰，显然是不够的，需要有快速启停和快速调节的电源来满足电网的平衡。

第二个问题是新能源的发电随机性、波动性、可控性很差，从图上可以很清楚地看出来，左边的图是一周之内风光的波动情况，可以看到风电的处理，基本上是无序的，没有什么规律可循。光伏相对中午的时候光伏电力相对比较大，看到右侧的图，我国风光装机容量历史的数据和预计的数据可以看到，到了2030年在风电装机达到400GW的时候，我们的电网运行面临什么样的压力。

对于储能，在这个大的环境下，我们储能可以做一个可灵活调节的电源，能够在百毫秒级时间尺度内为电网的故障进行紧急的功率支撑，减少故障造成的功率冲击，保证电网的稳定性。储能相对规模也比较大，有的是几MW有的达到几十MW，之后规模化的储能，就有比较好的调节能力，对电网的调度来讲是非常受欢迎的电源，是比较优良的调峰调频资源。

储能系统还能够提升对可再生能源的消纳能力，下面的图上可以看到，风电的处理是紫色的线，光伏的是蓝色的线，叠加了储能系统之后，它的波动相对比较平滑，能够减少对整个电网运行的影响。

从储能的分类上来看，可以分为电源侧储能、电网侧储能和用户侧储能，不同的组合方式，它的作用也是不同的，比如说对用户侧的储能，目前用户侧的储能商业模式也比较清晰，前面张主任和郑主任有介绍，现在储能参与需求侧的响应，需求侧的电价等等，和大工业进行结合，相当于大工业+储能，能够进行盈利，相当于获得峰谷差的盈利。

对于电源侧的储能来讲，可以和可再生能源进行结合，可再生能源+储能，风电和光伏的消纳能力可以降低新能源的波动对整个电网的影响。

对电网侧来说，储能一般和配网结合，通过储能可以适当的，比如个地方要建电源和小电厂，可以通过储能的建设延缓整个电网的建设，或者是提高配网运行的可靠性。这是三类不同类型的储能对电网运行带来的影响分析。

第二部分，储能参与市场与调度的现状。

近些年来随着储能技术的快速发展，储能技术成熟度也越来越好，锂离子电池和铅碳电池的度电成本已经低于我国很多省份的峰谷电价差，因为只有它的成本低于价差之后才有盈利的空间。只有这样才能够通过峰谷价差获利为目的来进行应用。

2017年，国家能源局发布了《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》，这个文是我国储能行业第一个指导性文件，对我国储能项目开始由示范性向商业性进行过渡。

今年5月，475号文发布，明确提出独立储能占向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，意味着独立供电的储能电站又增加了至少1毛钱的盈利空间。

今年8月份，科技部等9个部门印发了《科技支撑碳达峰碳中和实施方案》，这个方案里面，包括研究各类储能的技术，以及梯级、电站、大型储能等新型储能应用技术的储能安全技术。这个背景下很多省份的储能项目也提上了日程，现在浙江、河北、山东、青海、安徽、四川、成都等等各个省市也都发布了储能的名单，其中河北、浙江、山东、山西四个省公布了项目规模，总规模达到了10GW。

我找了一些例子储能技术电网侧、用户侧、发电侧不同场合的应用。

在电网侧，江苏省电力公司在镇江投资了6.87亿元，建了101MW的电网储能项目，这个项目是江苏首个电网侧大规模电化学储能项目，它有很多优点，包括周期段、占地面积小等等，可以实现快速的毫秒级的响应，实现故障的快速切除。这个例子是在储能电网侧应用的例子。

在用户侧，在无锡有一个工业园区建设了一个储能，是全国最大容量的商业运行储能，2018年进行并网。这个项目中安装了江苏省第一只储能用的峰谷分时电价计量电表，并且成功接入江苏省电力公司客户侧储能互动调度平台。连云港也有商用项目，这是用户侧的项目，通过平台提高用户的用电系统的稳定性和灵活性，并提供一定容量的备用电源。

在发电侧是在内蒙，当时非常有名，2018年做了储能的项目，通过储能和电源进行结合，一开始因为本身这个电厂机组比较老，跟随调频的命令、AGC的命令，反应就很慢。根据两个细则，经常会被罚，装了这个储能之后从被罚就变为了被奖励，减少了机组的磨损，也降低了设备的维护费用。刚刚张主任讲的南方电网的例子是从火电厂装了储能之后，火电+储能结合，盈利可以从几千块钱到几十万元，这个获利空间是非常大的。在深圳的华润海丰建30MW的储能调频项目，这些都是接入了整个AGC系统，通过储能AGC调频项目进行联动，接受控制命令。新疆也有100MWh的钛酸锂电池的储能项目，通过这个项目提升了新能源发电的效率，和年利用小时数以及新能源消纳的能力。

从参与市场的方面，我这里举了几个例子，一个是电能市场的，目前浙江也是按照自计划的方式参与市场，山东也是储能通过自计划方式参与市场。在辅助服务市场方面，包括浙江、华北、江苏、山东，除此之外还有湖北、福建、宁夏、湖南等等省份都有相应的储能参与调峰市场。在山西、浙江、福建、四川等等省份也有储能参与调频市场。

第三部分，储能参与市场机制的建议。

从习总书记提出全国统一电力市场建设大的方向之后，电力市场改革也进一步提速，包括第一批试点进入长周期结算，第二批试点也启动模拟运行，非试点现货市场建设也逐步加速，很多省提出来今年要调电式运行，或者是结算式运行。在这个大的市场背景下，储能怎么参与市场。

首先储能要参与市场或者是参与调度，要在市场中进行盈利，有一些具体的技术要求。首先要满足电网接入的要求，能够签订并网调度协议，实现电力、电量数据的分时计量和传输。相应的还要通过电力调度机构的并网技术测试，也只有在被调度能够看到，被调度能够实现可观、可测、可控，才能参与包括调峰的市场，独立参与调峰市场，或者是调频市场，当然也可以以聚合的方式，比如说刚刚说的用户侧的储能和其他的工业园区相结合来参与到市场中来。如果以聚合商的形式参与，也需要满足这些技术的要求。同时要装双向计量电表，满足上网电量、用电电量和96点分时计量要求，如果没有电表，所有做的工作都是白做的。

从参与市场的模式：

一个是独立模式，比如说规模比较大的、电压等级高、全额储能电量向电网送电的客户储能以独立模式参与市场，也可以作为独立市场主体，当然不局限于客户侧储能，电网侧储能应该也可以参与进来。储能装机容量需要达到一定的装机和电压等级，能够日先可观、可测、可控，初期可参与中长期、现货、调峰、调频、备用市场及需求侧响应。

二是聚合储能参与市场，单体规模较小、数量多、分散分布的储能建议用这种聚合的方式参与市场。同一聚合商的所有储能终端应该属于同一个节点单位，只有同一个节点，尤其是现在分得最细的有节点电价，现货市场的节点电价是分时分位值的，所以要属于同一个节点。初期可以参与中长期、现货市场及需求侧响应。

三是与用户打捆参与市场。比前面两种规模更小、电压等级较低的客户侧储能可与用户打捆参与市场，可以获取储能灵活调节能力，以改善自身平衡。这种类型的储能电量以客户侧自用为主，一般不向电网送电，不作为独立市场的主体直接参与市场交易，应该通过用电侧参与市场来分成获益。

四是未直接参与市场，这部分储能是由电网企业代理购电，结算的时候按照充电时段执行代理购电峰谷差分时价格获利，放电时执行燃煤标杆上网电价，这两个价格也是有价差的。

对参与中长期交易来说，这种情况一般是分为试点地区和非试点地区，现在有很多现货试点，国网范围内有14个省级的现货市场，有现货市场的情况，因为中长期合约相对来说峰谷价差比较小，现货价格曲线和调度价格曲线更为契合，我们只有比较高的峰谷价差，才能在市场里面盈利。在市场里面为了发挥储能削峰填谷的作用，现货试点里面客户侧储能不建议直接参与中长期交易，可以通过现货交易的方式参与现货市场，后续可以逐渐放开中长期交易品种。在非试点地区，储能可以通过集中竞价的方式参与市场交易，当然还有挂牌交易、双边协商等等后续可以陆续放开。储能的发电成本，目前占比比较高的电化学储能，像磷酸铁锂电池的成本，目前一般在0.7-1元，随着技术发展可能会降到0.5-0.6元，这种情况下，所谓在中长期里面获利，因为我们中长期曲线也是有峰谷价差的，储能在一天里面可以实现“两充两放”或者是“一充一放”，“两充两放”的盈利空间更大一些，“一充一放”如果赚不到成本，可能也很难获利，这是参与中长期的情况。

参与现货市场的情况，包括报量不报价，或者是报量报价。在报量不报价的情况下是储能市场主体自己抉择，在什么样的方式、什么样的曲线获利，通过交易平台申报。对储能也提出了比较高的要求，首先能够掌握电网负荷平衡的特性，要能准确估计出来电网的峰谷差曲线是什么形状，只有在高峰的时候放电，低谷的时候充电，契合度越高盈利空间越大，储能也要对自己有决策的能力。报量报价就相当于把决策能力交给调度，通过申报两条曲线，一条是放电量价曲线，一条是充电的量价曲线，两条曲线报到现货市场运营机构，根据储能申报的充放电的量价曲线，集中和其他的电源和用户侧，集中进行出清。

参与调峰市场交易，相对调峰来说，模式相对简单一些，主要是根据价格由低到高进行市场出清，直到满足电力市场调峰的需求。现在从电网公司营销部门了解到的情况，为了激励储能参与调峰市场，一般给储能结算的价格，因为火电机组参与调峰是分档的，第一档是50-40%，第二档是40-30%，每一档价格不同，调的深度越高，价格就越贵。对储能来讲，会采用最高档的火电价格对储能进行结算，这样就提高储能参与调峰的积极性。

参与调频市场交易，储能要参与调频市场，最基本的就是要装AGC装置。根据并网管理的规程装了AGC装置的储能电站，才能够接收调频的指令，才能够具备参与市场的能力。调频市场来讲，有一系列的性能指标要求，不是谁都可以参与调频的。调频有一个性能的测算，比如说K系数，它相应的精度、时间、速率，形成一个综合的性能指标。一般储能要参与到这里面来，综合性能指标不能小于0.5。因为参与调频，调频和电能量是不同的交易品种，电能量相当于是曲线图上的面积，主要是能量部分。但是调频参与市场，主要是靠里程来获益的，跑得越快、越远，获利就越高。但是为了参与调频，需要预留一定的调频空间，预留调频容量，在调频容量和电力市场之间，你把这个调频容量预留给调频市场，现货市场能发电的空间就变少了，这样的情况下，储能可能也要考虑两个怎么协调，是预留多少容量参与调频，预留多少容量参与现货市场。现在有的成分是通过设置一个比例系数，在参与市场之前就设定一个默认的比例参与调频，进行申报，其他的容量就参与到电能量市场来。从市场出清的过程来说，目前初期一般都是顺序出清，所谓顺序出清是先出清电能量，再出清调频，或者是先出调频再出电能量，不同省份做法不同，比如甘肃新能源比较多的区域，一般是先出清电能源，优先消纳新能源，再出清调频。东部地区是先出清调频，再出清电能量。

右侧的曲线图是储能跟踪AGC控制指令的虚线，在储能跟踪到AGC指令的优势是非常明显的，它跟踪的曲线契合度是非常高的。我们从储能参与调频市场的情况来看，基本上测算的结果排在前面的都是储能，只要储能参与进来，必然是中标的。

参与备用市场交易，一般是以最大充放电功率和经济充放电功率之差参与备用市场，相当于我们有一个经济运行的容量，还有一个最大的充电功率，两个之间可以把这个容量，通过容量的形式参与到备用市场来。这种机会能获得容量的成本，被调用的机会也会相对比较少一些。

参与需求侧响应，需求侧响应刚才文老师也提到，跟调峰和辅助服务市场有些类似，我理解它并不是严格意义上的市场，更多是一个相对于通过邀约的形式，在电网平衡存在缺口的时候，通过邀约的形式提前公布说我有多少需求，有哪些用户会进行响应，响应之后的收益，度电收益基本上是固定的。初期可以通过参与需求响应，现在一般是日前，后续可以做到实时的需求侧响应。

我的内容主要是这些。谢谢大家！