中国储能网讯：各位专家、领导，下午好！我是国网山西省电力公司调控中心现货市场处荣玉，今天我应华北电力大学的邀请跟大家分享一下“电力现货市场下的山西新型储能发展态势”，主要讲山西的储能发展情况，以及现货市场模式下储能的收益模式。

  主要从四部分与大家进行分享和交流：第一，山西新型储能发展基本情况。第二，山西新型储能市场化发展环境。第三，山西新型储能发展的市场机制。第四，展望及思考。

  第一，山西新型储能发展基本情况。

  新型储能是构建新型电力系统的重要基础和基础设备，是实现能源行业碳达峰碳中和目标的重要支撑，对推动能源转型具有重要意义。山西作为全国能源革命的综合改革试点，立足能源大省实际，从2018年开始就积极开展电力市场化改革，以市场化方式促进新能源的消纳以及独立储能的发展。

  山西电网典型的特点就是新能源发展迅猛。截至2023年底，山西风电装机容量2368万kW，光伏1779万kW。从发展态势来看，目前风电和光伏的总装机容量已经占到全省总装机容量的43%，正向新能源高占比方向迈进。而从下一步的新能源发展规划来看，2025年，风电和光伏的装机规模将达到8000万kW左右，总装机将会达到省调发电装机的55%，这样的电源特性和结构就对火电灵活性调节能力，以抽水蓄能、新型储能和可中断负荷调整性资源的需求就日益凸显了出来。

  新能源的快速发展，对电网调度、市场、电网运行有好也有坏。首先比较典型的问题就是功率预测问题，在新能源较小的模式下，它的功率预测对我们主网的影响相对比较小，装机规模已经达到40%，未来可能达到60%的情况下，功率预测的精确度将会极大地影响到调度运行的安全。在低电压等级接入分布式电源发展也比较快的情况下，分布式电能的调控水平将会直接影响到负荷的预测，电压调节、频率调节、未来向市场化推进的一些问题也会日益凸显出来。

  山西作为一个新能源外送大省，目前我们面临着新能源消纳的问题也很严重，从市场化角度来说，如何以一种积极方式推动广大的平价新能源、扶贫新能源、分布式光伏逐步有序地入市，在他们入市的环节中又尽量减少市场化对他们收益的影响，等各方面都是我们需要考虑的问题。

  从对新能源出力波动性典型的曲线来看，山西2002年数据曲线看，风电全省15分钟最大变化幅度达到240万kW、光伏能达到100多万kW，对于整个电网的频率调整、电网安全、市场化经济运行等各方面都会带来比较大的影响，市场运营人员对新能源和整个电网的掌握提出更高的挑战。其中风电和光伏又以风电的反调峰特征最为明显，风电出力的不确定性，对调度运行造成比较大的影响。不确定性会造成火电的开机困难，开机多就会造成低谷存在大量的弃电，开机少可能就会在晚峰的时候存在供应能力不足的风险。2022年，山西电网风电最大逆调峰幅度为1400多万kW，占全省风电装机63%，使全网的调峰幅度增加，对电网调峰造成了很大的困难。

  在这种特性下，山西从几年前就开始灵活性调节能源资源的挖掘，从资源的鼓励投资、市场优化等方面做出了很多努力，包括《“十四五”新型储能发展实施方案》里面提到，规划容量达到600万kW，发挥储能在促进电力系统安全高效中的重要作用。发布了全国首个电力一次调频市场交易实施细则，推出了山西独立储能电站并网运行管理实施细则，对一次调频、快速调压、计划曲线等方面内容提出更相近的要求、更有利于独立储能等调节资源标准化入市。

  目前山西储能发展的一些典型代表，在新能源一次调频方面有老千山风电场混合储能，光储电站方面有跃隆光伏，配备了30MW/30MWh的储能，共享储能、独立储能等方面也有相应的探索和并网建设运行。以及火储联合辅助调频模式，全省有多个电厂都配备了辅助调频，实现频率调整的快速反应。

  目前山西存在典型的储能发展的方向。

  1、“火电+储能”联合调频项目。目前总装机125MW、电量达到65MWh，电池类型主要有三元锂和磷酸铁锂。比较典型的是华电朔州热电混合储能，以飞轮+锂电池为主，调频项目为国内首个混合储能参与AGC调频厂站。

  2、新能源配建储能项目，包括前面提到的越隆光伏。

  3、两个独立的储能项目已经独立运行了。

  这是对未来山西储能发展的基本规划，前面已经提到，2025年新型储能装机规模会达到600万kW左右。技术类型，从山西目前来看，储能的技术类型主要包括磷酸铁锂、全钒液流、压缩空气、飞轮、钠离子、超级电容等类型。

  第二，山西新型储能市场化发展环境。

  山西作为全国首个正式运行的现货市场建设试点，是目前国内连续结算试运行时间最长、市场体系最完善、走得最远的省级市场，在保障电力供应、促进新能源发展和能源结构调整方面，经过长时间的经验积累，也发现电力市场在这些方面都会发挥显著的成效。

  2023年6月15日，国家发改委、国家能源局在山西召开了电力现货市场建设现场会，山西的电力市场机制和配套政策持续改进、迭代完善，在促进新型储能市场化发展方面，相继出台了一系列配套文件和市场化规则。

  2023年12月22日，我们奏请相关省政府之后，山西电力现货市场开始了正式运行，这也是全国范围内首个正式运行的现货市场试点，为储能等新型调节资源的投资和入市给予了极大的鼓舞。

  根据《山西省发改委、山西省能源局、山西能监办关于印发首批“新能源+储能”试点示范项目名单的通知》，首选了15个独立储能的试点示范项目，实现了政策先行、试点先行的功能。在统筹规划和发展方面，出台了《山西省能源局关于印发“十四五”新型储能发展实施方案的通知》，提出了2025年及2030年山西省新型储能的发展目标，从加强新型储能技术研发和产业体系建设，强化新型储能项目的统筹规划，推动新型储能技术及多元化运营示范等方面提出了具体的工作举措。

  明确身份，探索机制。在现货市场方面，2022年，省能源局《山西省电力市场规则汇编（试运行V12.0）》，明确新型储能作为平等的独立市场主体参与市场。在随后的13版、14版规则里面，都对新型储能参与市场进一步细化做出了详细的规定。在辅助服务市场方面，在山西省能监办带领下，研究一次调频、正备用辅助服务的品种，正式印发了《山西电力一次调频市场交易实施细则（试行）》《山西正备用辅助服务市场交易实施细则（试行）》，明确新型储能可参与一次调频和正备用辅助服务市场。新型储能在整个山西电力市场体系中已经实现了可以参与现货市场和辅助服务市场的规则上的一些制定。至于参与中长期市场，我们目前也正在研究开发中，预计尽快会出台相应的一些政策。

  第三，山西新型储能发展的市场机制。

  以“火电+调频”新型储能电站这种类型来讲。储能与火电机组联合运行，可以提升机组AGC调节能力，提高机组调频收益。在我们主站的AGC指令下发之后，通过判断AGC指令变化的步长和幅度，由储能进行快速动作，满足AGC指令，火电机组随后逐步跟进，通过储能和火电机组的联合运行来实现AGC指令的完成。举例来说，山西国际能源霍州兆光电厂1号30万kW火电机组，配置了0.9万kW/0.45万kW储能后，日均调频性能pk值提升3.5倍以上。目前我们山西调频市场的主要参与主体还是火电，火电在配置储能之后会大幅度提高它的kp性能，在提升自己收益的同时对整个电网的频率稳定和潮流稳定等方面也做出了一些积极的贡献。目前全省二次调频里程补偿费用月均7000万元左右，为“火电+调频”联合运行的模式，参与二次调频市场创造比较良好的市场环境。从山西运行的实践来看，配置储能的火电机组，调频市场收益相对来说是比较好一些的。

  新能源场站配建的新型储能电站，是按联合方式运行的，在《山西省电力市场规则汇编（试运行V13.0）》的规定，配建储能具备独立控制条件时，可自愿转为独立储能运行，并按独立储能规则参与现货市场。

  目前由于平价新能源项目在山西来说还未入市，配建项目还没有正式参与市场交易，但是目前我们正在开展配建储能联合新能源参与辅助服务市场方面的探索，也在积极探索平价新能源入市的一些方案。

  独立储能盈利模式，目前主要是参与现货市场。独立储能目前规定，可以自主选择和按照“报量报价”和“报量不报价”的方式参与山西现货市场。如果按照“报量报价”方式参与，需要自主申报电价曲线和发电状态的量价曲线，需要自主申报充电和放电两种状态下的量价曲线。如果独立储能选择“报量不报价”的方式参与市场，需要申报次日的96点充放电曲线，作为市场便捷条件纳入现货市场出清，并作为现货市场的价格接受者。如果在事故情况或者现货市场的出清结果不满足电网运行实际时，由调度机构按需调用。

  从盈利场景来看，2022年，山西实时现货市场的峰谷价差平均值差不多657元/MWh，2023年1—7月份，评估价差平均为381元/MWh。目前来看，山西电力现货市场的价差相对来说比较高，可以为独立储能参与现货市场创造比较良好的盈利环境。

  独立储能目前来说，如果它参与一次调频市场，按目前的规则来说报价范围为5—10/MW，后续国家相关政策文件的调整下一步也会对市场规则进行相应的调整，中标主体按照中标价格结算其电力一次调频市场收益。目前我们已经组织了两次一次调频试运行情况，分别有两台独立储能参与，从目前试运行成效来看，一次调频收益是比较可观的。

  如果独立储能参与正备用市场，按目前的规则来说，按五个时段分别申报参与正备用市场容量和价格，申报价格根据时段在发生变化，比如00：00—6：00和12：00—16：00低谷阶段，申报价格是0—10元/MW；在6：00—12：00和21：00—24：00平峰阶段，申报价格是0—10元/MWh；16：00—2100晚高峰阶段，申报价格是0—100元/MWh。新型储能电站分时段申报的运行上限减去中标正备用容量后，剩余容量可继续参与日前现货市场出清。

  第四，展望及思考。

  山西作为电力外送大省，属于典型的送端市场，一定程度上也是华北区域的调峰基地。随着新能源占比不断提升，系统运行中顶峰、调频、调频、爬坡等愈加频繁，配置灵活的新型储能前景广阔。同时，引导推动新型储能健康有序发展，更是各级政府和业界的共同任务。

  目前储能的规划需进一步统筹，推动储能发展有利于提升电源机组性能指标，提高电网安全稳定，增强电力系统抗扰动能力，促进新能源消纳利用。但是目前各类储能缺乏整体上的统筹规划，源网荷各要素的投产不同步，在一定程度上降低整个储能的利用效率。恩

  建议：后续的发展方向，想向政府申请出台专项政策，将各类储能纳入统筹规划，确保储能在不同应用场景下与相关要素同步核准、同步建设、同步投运。“源网荷储”项目按需优化配置储能，“源储”项目根据调峰、调频、消纳需求配置储能，电网侧项目在卡口区域根据重过载情况配置共享储能，用户侧项目根据经济性配置多元化储能，实现各要素一体规划、同步投运。

  市场化模式需要进一步完善。整体来看，目前储能市场模式还没有完全建立，没有完全贯通，相关机制均未明确，无法完全通过市场化方式进行成本疏导。具体来说，包括市场主体定位、参与交易类型、合理运营收益等各方面需要整体的规划和设计，引导储能进一步入市。

  建议：一是政府部门制定储能参与电力市场交易机制，利用现货价格引导储能削峰填谷；提高电力系统安全稳定运行水平，获得合理收益。二是建立储能容量补偿机制，按照“谁受益、谁承担”的原则，由新能源企业承担容量电费成本。三是建立中长期挂牌竞价机制，通过市场方式引导储能提供应急服务，进一步拓展独立储能参与电力辅助服务市场品种。

  安全风险需要进一步关注。虽然储能对我们电网安全稳定运行会带来很多有利的一面，但是目前国内储能设施涉网相关技术标准和安全规范不健全，电网侧火电联合调频储能设备主要由电厂的高厂变低压侧接入电网，由于厂区空地有限，储能大多放置于高压变压器或重要辅机附近，且中间没有安全防火墙等保护措施。一旦储能电池发生着火事故，将会瞬间扩大事故隐患。

  建议：完善储能电站系统及安全技术标准，明确储能生产者、集成商、项目业主等产业链条中各主体安全责任，实现安全管理规范化和精细化。建立储能电站系统和消防设计、审核、验收及备案抽查制度，加强对储能设施及其设置场所的日常消防安全检查及管理，避免出现安全风险。

  储能经济性也需要进一步研究。虽然储能收益对电网调节能力有优化，对整个市场削峰填谷也有一定的积极作用，但是储能由于技术的研发投入太大，技术应用成本比较高，电源侧储能主要用于改善发电电源调频性能，目前来说市场的收益还不能完全保证成本投入的回收，因此电源企业也缺乏投资积极性。

  建议：开展发电侧、电网侧、用户侧等不同应用场景下的储能，或者不同类别的储能技术经济性研究，科学客观合理分析各类储能技术成本结构、影响因素和变化趋势，测算各类储能技术成本收益情况，在拿到这些成本收益的数据之后，通过市场收益的调整，实现储能规模化应用推广，为保证电网安全、促进电力市场良性健康发展做出一些有益的方面。

  下一步从山西电网角度来看，我们针对独立储能有以下几个努力的方向：

  1、积极推动，释放新能源配建储能的价值。在我省大同、朔州、忻州、阳泉等地投运新能源电站，有相当部分按10%—15%配置了储能，由于各种原因这部分配建储能基本未利用起来。如何发挥这部分资源的作用，应引起相关部门及投资主体的重视。

  2、完善机制，建立独立储能较好的商业模式。市场规则是储能形成可持续商业模式的根本。结合新型储能参与市场运行实际，进一步完善其参与现货、辅助服务市场机制，研究新型储能参与中长期、二次调频市场机制，丰富新型储能商业化盈利渠道，以市场化机制引导新型储能产业可持续健康发展。

  3、示范引领，发展“源网荷储一体化”储能形式。积极推动新型储能参与“源网荷储”一体化应用场景示范，可以节省系统成本、促进新能源就地消纳、提高用户侧绿电消费占比、增强局域电网动态平衡能力。

  4、因地制宜，探索不同应用场景的储能。结合系统实际需要，持续优化建设布局，促进新型储能与电力系统各环节融合发展，结合电源侧、电网侧、用户侧等各类型应用场景制定差异化商业模式和支持政策，多元化发展新型储能，尤其要高度重视工商业用户侧储能资源。

  5、加强研究，推动储能等调节性资源在区域市场的价格分摊机制。送端省份调节性资源不仅服务于省内电力调频、备用、调峰等，更服务于受端省份购电，保障受端省份所购电力稳定可靠。在省级电力市场逐步与区域电力市场及全国统一电力市场融合的大趋势下，应当科学合理界定市场间的经济责任，要研究调节性资源在区域市场的价格形成分摊机制。

  6、市场引导，有序健康发展。要充分考虑全省新能源装机容量、分布情况、发展规划及消纳情况等因素，结合煤电机组灵活性改造进度、抽水蓄能电站规划建设情况、用户侧调节能力挖掘等因素，优先挖掘发电侧和用户侧低成本调节资源，适度发展新型独立储能，对新型储能项目建设，要结合储能技术进步和成本降幅，充分考虑其经济性，未雨绸缪，提早考虑，平衡好“够不够”与“建设建多”等经济性问题。

  以上就是今天我跟大家分享的主要内容，欢迎各位专家领导提出宝贵的意见。谢谢大家！

  （荣玉 国网山西省电力公司调控中心现货市场处专责）