中国储能网讯：3月23日，由中国化学与物理电源行业协会主办并联合500余家机构共同支持的第十五届储能大会暨展览会（简称“CIES2025”）在杭州国际博览中心召开。

CIES大会以“绿色、数智、融合、创新”为主题，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，分享可持续发展政策机制、资本市场、国际市场、成本疏导、智能化系统集成技术、供应链体系、商业模式、技术标准、示范项目应用案例、新产品以及解决方案的普及和规模化工程应用。

在3月25日上午进行的新型电力系统与并网调度专场中，中国南方电网电力调度控制中心刘佳乐做了题为《南方电网新型储能调度运行规则及运营模式》的主题报告演讲。

以下内容根据大会发言整理提炼，仅供参考。

刘佳乐

各位专家，上午好！今天我给大家介绍的是：南方电网新型储能运营模式及南方区域调度运行的总体情况，以及未来对南方区域新型储能的市场机制设计的一些思考。

首先，南方电网新型储能情况简介。

截至当前，南方区域新型储能装机规模已经达到了887万KW，其中电网侧和电源侧储能装机达到了772万KW，广东是以电网侧储能为主，广西和云南是电网侧和电源侧的新能源配储并存的局面。贵州主要以电网侧储能为主，海南主要以新能源配储为主。截至到2024年全年，南方区域新型储能投产了335万KW。

这是南方区域新型储能2024年整体的利用情况，整体日循环次数达到0.76次，还不到全充全放一次的水平。日利用小时是2.87小时，5个省里利用效率比较高的是广东，它的日循环次数达到了1.14次，超过了单日全电量一充一放的标准，日利用小时4.3小时，四个省基本上在0.4-0.9次循环次数之间。

这是整体南方电网新型储能的情况。

第二部分，介绍一下去年印发的南方区域新型储能的调度运行规则。

这也是承接国家能源局关于加强调节能力、调度运用通知的要求，南方区域也颁布了南方区域的新型储能调度运行规则。首先是对储能进行了分类，包括电网侧、电源侧和用户侧。其中电网侧分成了两类：电网侧的租赁储能电站，主要是针对于广东的，在前期示范的储能电站曾经采用过电网租赁的政策。第二类是独立共享储能电站。电源侧主要包括三类：新能源配建联合储能电站，常说的新能源配储；二是将配储转为独立储能；三是火电联合调频储能，主要参与调频市场的。

在当前5个省里，主要是广东进入了现货市场，其余4个省还是在非现货的状态。到今年6月左右，南方区域要推动南方区域市场连续结算试运行，大概在6月左右的时间。届时，这5个省都会进入现货市场的运行环境。

调用主要分为市场化调用和直接调用两类，市场化调用主要是通过现货参与调频，这些辅助服务两种形式来进行市场化的调用，直接调用就是日前或者日内调度直接安排发电曲线。整体上电网侧租赁储能电站是前期作为一种试点的形式，它的调用可以是两种，一种是调度直接下发曲线，另外一种也是可以参与现货的。第二种是比较多的，独立共享储能电站，在广东现货运行环境下通过参与现货市场进行调度的。在其他4个省，主要按照用户侧充电的分时电价和发电侧的上网电价，按照充放电价差收益进行盈利。还有的是参与调峰市场进行盈利。

新能源配建，首先讲下面的联合储能电站，它主要是新能源通过自调用来减少功率预测的偏差；第二方面是新能源，如果午间调峰问题比较严重，可以把中午原本要弃的电存储起来挪到晚上去用，相当于增加了自己的发电利用小时数。新能源配建如果能够转独立，它可以像前面的独立共享储能电站一样参与现货调频，进行盈利。新能源配建储能电站在2024年底新修订的南方区域两个细则中，对它如果自调用达到比较高的水平，是充放电日均循环次数能超过1次，对超出部分的充电电量有两个细则的补偿，这也是鼓励新能源配储进行充分自调用的目标。用户侧储能电站，主要通过用户侧的分时电价进行价差的收益，或者通过参与虚拟电厂聚合参与现货的形式去盈利。

这是南方区域新型储能整体调度运行规则的要求。

第三部分，介绍一下南方五省区新型储能最新的政策和实际的运行情况。

说一下广东，刚才也说到广东的循环次数是比较高的，超过了一次。主要是由于它的市场收益模式还是比较好的，首先容量部分，是靠容量租赁市场和电网侧租赁2种方式。其次是电能量的部分通过现货市场去进行价差的收益。三是通过辅助服务市场，主要是调频进行收益，这里主要列出了大致的收益规模。其中2024年广东是有3家储能在容量租赁市场中中标了容量的租赁，大概是149.5元/kW/年的水平。在现货里，2024年峰谷价差大概是1毛6分7的水平，这个量是远不足以覆盖它的全生命周期的度电成本。

广西，广西的循环次数是比较低的，只有0.56次，它主要通过容量租赁市场，以及充放电价差收益和参与调峰辅助服务来进行盈利的。广西是处于非现货运行的省份，它的容量租赁参考价是160-230元，这是政府出台了指导价的。此外，广西通过充放电价差盈利，放电按照广西省煤电标杆价4毛2获得收益，充电是按照用户侧代理购电分时电价进行收益，这一部分收益也是比较低的。在去年11月，它发布了峰谷分时电价调整方案，原本中午的时段是属于高峰用电时段，后面把它改到低谷时段，这样的话储能有两个低谷充电的时间窗口了，相当于也是可以按照充放电价差或者收益规模可以进一步增加。

云南，云南的利用情况也不是很理想，只有0.47次。它的新能源配储是没有相关的电价机制，它只能将中午、午间过剩电力存储起来挪到晚峰使用，晚峰放出来的电也是按照新能源电价去发出的，所以对于储能本身而言是没有电价机制的。它的电网储能主要通过容量租赁和充放电价差形式来获利，云南去年出台了促进储能发展的一些政策，对于近期投产的示范性储能装机容量按1.8倍提供共享服务，租赁价格是在220元/kW/年上下浮动。它如果参与充放电是按照用户侧代理购电，放电按代理购电的平均价，充电按分时电价。曲线上，由于它出台了调整低谷时段的电价，把谷段12-16点也作为谷段，现在具备两充两放的条件。云南在谷期，也就是枯水期，它的充放电可以达到接近2毛/度电的水平。在丰水期电价比较低，只能达到1毛钱的收益水平，这是云南的整体情况。

贵州，去年收益模式是比较理想的，0.85次，主要得益于它2023年出台的政策，有15个独立储能电站享受了政府的优惠电价。放电按照分时电价，但充电即使在峰段或者平段，也能享受到谷时段电价的政策，这样促进了15个示范储能的优化调用。但在后续新投产的这些储能是享受不到示范项目的电价政策，他们近期有一家签订了中长期合同，后续还要通过区域市场和调频辅助服务市场去盈利。

海南，主要是新能源配储为主，它的利用情况也不是很理想，它跟云南的配储一样，配储没有相关的充放电电价机制，主要是提升它的发电水平，二是减少新能源预测偏差，这两点都还不足以激励它去充分调用配储的资源。

这是南方五省新型储能的整体运行情况。

最后，关于促进新型储能发展的市场机制一些思考。

刚才也看到了各省都是在容量、电能量、辅助服务3个方面协同发力，来构建新型储能的整体商业模式。其实我们的理想目标是要通过容量电价能覆盖大部分新型储能的固定投资收益，通过现货价差能覆盖它的日常运营费用，一些资金成本和税费，满足基本的日常调用需求，辅助服务市场要提供一些额外的激励。

首先对于容量电价的思考，它的背景刚刚也说到136号文之后配储和租赁政策难以为继，解决途径是建设类似于火电容量电价的相关政策，用于增加新型储能的固定投资收益与电能量和辅助服务共同补偿它的全生命周期成本。它的两点思考：一是容量电价水平的确定，跟火电去类比的话，它是要回收一定比例的固定投资成本的方式来确定。像火电，国家规定一般是30%，有些省回收比例是达到了50%，这个也是可以储能去确定这样一个比例，来确定它的容量电价。同时，要考虑它的行业上下游成本，出台容量电价上下限的指导范围。同时，对于储能容量的认定思考，针对于长时储能，还有全汞液流这些比较先进的储能技术，对相同的功率容量要给予不同的容量认定系数倍数，给予它一些激励。以右边这个图为例，在基准时长之上，如果储能充放电时长能增加的话，它的认定倍数可以呈现线性增长的趋势。

对于现货市场的思考，其实现货市场最核心的问题是不光是广东，其余省份的现货价差都不是很高。可能山东会比较高一点，大部分都是在1毛多的充放电价差的水平，广东也是只有1毛6分7。我们最终极的目标是想尽可能把峰谷价差扩大，在低谷希望它的价格尽可能低。随着136号文新能源全面入市，要把通过非市场的，或者以报量不报价自调度形式作为边界纳入现货全额出清的模式，改为它真正可以在现货里像常规机组一上下优化调节的市场资源配置模式。这样一个好处，以前新能源都是边界，火电在内部竞价，大家可能报的价都比较高，如果说新能源也参与竞价了，火电为了提升发电的中标量，要考虑新能源非常低的边际成本，它会把报价进一步降低，来提升中标量。整体系统价格会进一步降低，这样现货的价差在理想情况下应该是可以变得更大。

现在南方区域已经在做的，在现货场景下调峰市场是不能单独开启的，但调峰这个机制是可以融入现货市场的。让常规最小技术出力的机组能够进一步按照调峰出力下调出力，让它申报最小可调，就是最低升调处理，让它在这段区间进行报量和报价。这样的话，系统由于报价形式肯定是单调非递减的，它在升调期间报价就一定要尽可能降低。降低之后，也会拉低整体系统调峰期间电价水平，这样峰谷价差也会进一步拉大，这是已经在做的工作。大家会有一个问题，刚刚也有专家提到它在升调期间成本不是随着报价降低进一步减少的，它的升调期间反而成本会进一步增加，它是处于一种非凸形式的报价曲线。如果我们强制要求它单调非递减的话，它的报价是无法反映边际升调成本。这种情况下，我们只能通过两个细则对升调期间无法覆盖成本的这部分费用进行补偿，这也是两个细则已经出台了深度调峰补偿的机制，这一部分也是可以覆盖它的成本。    

最后是辅助服务市场，要建立新的灵活调节辅助服务市场品种，比较可行的是爬坡辅助服务市场，广东已经在做模拟测试了。由于负荷预测变化和新能源预测变化，首先是确定性的波动性需求，还有考虑预测偏差的需求，这些需求都是分钟级波动性的，把这些波动性纳入现货整体模型里，能够让储能的快速调节资源去预留分钟级的爬坡能力，保证分钟级时间尺度内不会由于负荷新能源剧烈波动造成发、用曲线上不平衡的情况，进而降低对调频资源的过度依赖。因为我们现在发电和用电不平衡时，都是依赖于一二次调频资源来弥补的。如果我们在分钟级尺度上把发、用曲线拟合的更好，没有任何不平衡情况，就可以在实时层面尽可能减少调频紧急资源的浪费，储能很好发挥灵活的爬坡性能。因为它在分钟级时间尺度内，它的上下调节能力远超火电的上下调节能力。如果在分钟级时间尺度内预留的容量，通过相应价格补偿的话，它就可以在电能量基础上获得另一部分收益。

三是建立备用市场，南方区域之前也是难度建立过，未来在现货长周期运转情况下，备用市场可以和现货联合出清的，它主要把负荷预测偏差、新能源预测偏差，以及考虑事故备用这些总的备用需求直接加入到现货出清模型中，然后给这些预留了备用容量的机组，按照备用约束的影子价格进行备用的补偿。我们可以看一下右边这个效果，如果说系统没有预留下备用，发电出力会比较高的，最小出力能满足最小的负荷需求就够了。如果要求预留下备用，如果下调能力不足，肯定会优化机组停机预留出更多的下备用，让整体的发电水平进一步降低。发电水平降低，报价就会进一步下调，系统报价就会进一步降低，最后效果就是把低谷期间节点电价进一步拉低，进而促成峰谷电价差进一步增加，这样储能就有相应的空间在低谷时间多充电，把相应电力在高峰时期放出来，提升收益。

这是我们整体的思考，谢谢各位！