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24日上午进行的数智化工商业储能解决方案与商业案例专场中，中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司机电院副总工程师斯林军做了题为《浙江省独立储能电站运营现状及趋势》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。

中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司机电院副总工程师斯林军

各位专家、同仁上午好！我是来自中电建华东院的斯林军。今天我的汇报题目是“浙江省独立储能电站运营现状及趋势”。

汇报主要分4个部分：首先是浙江省储能需求分析；然后看看我们浙江省的政策和现有商业的模式；浙江省储能电站运行调研的情况；以及对浙江省独立储能电站在后续现货市场的运营收益进行预测和前景的分析。

浙江省是非常典型的输入端电网，外来电占比达到40%以上，而且浙江省现在已有“两交四直”6条特高压入境，所以它是交直流运行非常复杂的大电网。浙江省虽然风光资源的禀赋一般，但是光伏的开发率非常高，分布式光伏装机规模全国第一。整体来说，截止2024年12月底，浙江省新能源装机达到了5000多万，现在超过了火电，成为第一个大电源。浙江省经济发达，用电需求量增速比较高。浙江供电的区域特点和需求的高增长导致浙江省电网在“十四五”末供电还是偏向于紧张。

浙江省是全国峰谷差最大的省份之一。大家可以看一下右边（图），日负荷曲线是非常典型的鸭子曲线，它的高峰出现在晚上，而且中午是低谷。晚峰午谷的负荷曲线，使得峰谷差异愈发明显。而且从去年的实际例子，大家可以看到新能源出力日均波动可能会达到2000万以上，去年5月27号新能源出力才599万，但是28号达到了2700万。

这之间的出力偏差都是要靠火电去平衡，所以整个电网的调峰压力非常大。新能源的随机性和波动性，也会导致产生一些“晚峰无光，极日无风”的极端现象，导致高峰平衡难，平时消纳压力大，储能电站作为缓冲器会发挥顶峰和削谷的作用。浙江省的电力结构决定了它的需求还是以短时的储能为主。在迎峰度夏的时候，储能的作用发挥得更为明显。

去年6.30浙江投运了一大批的储能电站，已经充分地发挥了顶峰的作用，成了调度保供的利器，充分体现了储能灵活调节的功能。

下面我们看一下浙江省的政策和现有的商业模式，浙江省各级政府对储能的关注度还是非常高的，2024年浙江省发布的政策排到全国第二。从2022年初浙江省开始组织第一批示范项目申报和建设，当时规划100万的规模，2023年又增加到了200万的规模，这批项目后来通过政策补贴的方式来推动，在6.30如期建成，发挥了保供的作用。2025年1月份又新增了一批储能项目，规划规模大概140万。

“十四五”期间浙江总体的规划规模为300万。

浙江现货市场1月1号已经进入到长周期的试运行，虽然储能暂时没有进入试运行，但是对于储能的独立身份，还有各种运行规则已经都准备好了。2025年储能进入现货市场，进一步拓宽它的收益种类，包括辅助服务，这是非常大概率的事件。

总的来说，浙江储能政策丰富，规划目标明确，储备项目充分，所以为储能产业发展提供了广阔的空间。

下面看一下浙江已建成的储能电站运行的情况。“十四五”第一批储能电站网侧33个，现在实际已经并网29座，达到了200万千瓦，其中有4座由于各种土地以及其他的原因暂时没有投运。电源侧的火储联合已经投运了3个，去年4月份浙江省第6次现货试运行以来已经取得了非常高的收益，有很好的示范效应。

2024年6.30以后，于2024年8月份和25年1月份连续发布了两批建设规划，前面规划1.3GW，后面是1.4GW，总共2.7GW。可见，整个浙江储能的建设空间还是比较大的。另外从投资主体来看，地方国资建设热情高涨，基本上每一个县市都在规划储能电站。主要这个储能电站现在看虽然收益不算特别高，但是浙江项目整体的现金流还是相对可以的。

现阶段进入现货市场之前，浙江的独立储能电站主要是参与电网的计划调峰，通过自调度的方式按日制定充放电计划上报。虽然说是自调度，实际上根据负荷需求和新能源的发电情况，省调有时还是会进行临时调度的，可能会导致价差倒挂的现象。像2024年7月份临时调用20次以上，主要发生在迎峰度夏、电力供应紧张的时候。

对电价来说，主要是充电电价的变化，可以分两个阶段。2023年主要根据《浙江省独立第三方主体参与电力辅助服务交易规则（试运行）》执行，根据填谷和顶峰分别给予补贴。2023年全年统计，大概有34次的填谷和65次的填峰。低谷充电电价大概在0.1793左右。

进入2024年以后，特别是6.30以后对电价进行了进一步的优化。充电电价按照一般工商业用户的价格执行，放电的话还是不变，按0.4153元/kwh燃煤机组标杆电价。迎峰度夏或者度冬期间充电电价全天都按照一般工商业的低谷或者深谷电价执行。大家可以看右边的图，储能电站采用低谷电价，而且不用缴纳政府调节基金和输配电价，所以整年来看平常月份大概在1毛左右，迎峰度夏（冬）大概在5分左右，深谷的时候相当于零电价。

在现在运行情况下，计划调峰收益要取决于两个要素：一个是价格差，即电价差，另外是调度次数。我们对去年7月份以后到今年的1月份的充电的电价进行了统计，也可以看出来整体呈下降的趋势。去年7月份-1月份平均电价从0.19左右下降到5分左右。充电的次数在浙江日常可以实现两充两放，去年八、九月份曾经调度到三充三放。三充三放对我们电站的设计提出特殊要求，特别是温控这块要进一步加强，现在是会超温运行，电池系统不一定受得了。

据统计，2024年7月-12月浙江的等效利用小时数达到了1076。

下面我们看一下两个实际的建成电站案例，这个电站是浙江省首批“十四五”示范项目，最早投运的项目。2023年3月份并网，7月份载入商业运行。大家看右边的吞吐电量和综合效率的统计图表，2024年7月以后整个浙江利用小时数提上去了，到现在电站等效已经700次的满充满放。电池的压差以及温差都在合理范围内，最大温差大概是2度，舱内5度。整体可用率都不错，综合效率82.8%，完全达到了我们原来对它设计的参数。

这个项目规模稍微比刚才大一点，它是去年6.30并网的储能项目，并网即参加了迎峰度夏的保供电，开始执行两充两放，后来是三充三放，所以最高去年一个月收益480万。整体到今年1月份为止累计已经放出了8000多万度电，折合400多次，整体综合效率在85.1%左右。

刚才介绍了储能电站实际参与运行的情况，下面主要基于我们现货市场的试运行情况，我们看一下收益的预测和前景的分析。

浙江电力市场经过6次试运行以后，1月1号进入长周期试运行，以美国的PDM市场为蓝本设计，在国内首次采用辅助服务和电能量市场联合出清，也就是说储能后续可以同时参加现货电量市场和辅助服务两个市场。

我们对于电力现货市场一二月份的日前和实时价差进行统计，可以看到现货市场运行后机组的实时峰谷价差明显拉大，一二月份平均的实时市场的价差达到了4毛2左右，相对来说比前面试运行的时候还是有所加大的。

考虑到一、二月份主要有春节的因素，所以我特别选取了3月1号-11号，非常典型的11天的浙江现货市场交易电价数据。11天里面有6天出现了负电价，另外还有2天市场的价差达到4毛5以上，所以通过现货市场进行峰谷套利，这块收益还是存在比较大的增长点。

另外整个市场容量也比较大，对于我们浙江现在200万-300万的储能容量，这个市场还是吃不饱，浙江后续储能的发展空间还是比较大的。刚才所讲只是理论上最大的收益，要能够吃到这个收益，后面储能要有技术的优势，运营水平要高，这样在后面的竞争中脱颖而出。

另外的辅助服务市场，相对整体的需求容量小一点，现在日需求大概100万千瓦左右。全年这块调频费用也就10个亿左右，后续储能的参与者越多，竞争会比较激烈.但是从整个收益来看，新能源接入以后，调频需求量也会增大，后期的调频服务收益我预测应该占20%～40%。当然还有辅助服务的种类后续也会增加。

下面我们以浙江某电站为例看下收益情况，这块不具体展开了。财政补贴是浙江的鼓励政策，只要符合条件都将会获得。容量租赁费，在136号文以后，仅仅考虑两年的收益，而且以50%出租率，以100块/千瓦的租赁价格计算。计划调峰进计算2024年，2025年两年收益。现货电量价差收益基于前面的分析进行预测。调频收益按20%装机容量参与调频进行预测，一年大概950万的样子。

整体来看，假如有补贴的话，投资回收期大概10年左右，收益率还是不错的。不考虑补贴的话，回收期会加长3年。但是去年投资还是相对比较高，现在建设同等规模电站，虽然财政补贴没有了，但是整体投资下降幅度也差不多达到5000万以上，项目收益率和回收期应该保持不变。

最后我提一点建议。现在主要存在问题是一、市场机制不是非常完善，辅助服务品种单一，只有调频收入。二、现货市场还处于试点阶段，交易电量偏少，所以不能完全发挥市场调节的作用。所以后续电站运营的收益主要看现货市场开启后，是否可以发挥储能一体多用，分时分用的功能。叠加多种收益的话，我们储能产业将迎来广阔的大发展。

储能项目风险主要在于运营风险。进入市场后，没有了统一差价和保障调用次数。项目能不能获得收益，除了看储能电站技术是不是先进，还要看你的运营水平如何？能不能通过融合人工智能，AI预测等手段，获得最大收益。

我的汇报就到这里，谢谢大家！