中国储能网讯：5月19日上午，由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会和中国储能网联合组织的“第十二期全国储能产业巡回走访调研”专家组一行走进中山翠亨新区220kV南朗储能站。
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项目概况
220kV南朗储能站位于广东省中山市翠亨新区，选址于原发电厂LNG天然气站场地，依托既有工业用地完成300 MW/600 MWh的总体规划，分三期实施，其中一期100 MW/200 MWh已于2024年12月全面动工，并于4月18日实现倒送电成功。项目公司由深南电（中山）电力有限公司与中山市南朗建设发展有限公司共同出资设立，项目建成后以独立第三方身份参与电力现货市场和辅助服务市场，具备调峰、调频、现货等多种运行模式，为地方能源调度和市场化交易提供了新的解决方案。
从技术层面看，一期工程采用磷酸铁锂电池储能系统，结合成熟的BMS/EMS管理平台，确保高安全性、长循环寿命及高效能量密度。
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运营模式分析
（一）精准的市场定位与政策红利
广东省调频市场自2018年9月1日启动以来，标志着广东调频市场由计划调度的无偿服务向市场化交易的有偿服务的转变。
阶段一（2018–2020）广东市场化调频市场培育期
2017年，南方能监局召开“广东调频市场建设方案和交易规则研讨会”，并于同年12月开始电力调频市场模拟运行，为正式市场化运行积累了经验。
2020年8月，广东机组平均调频性能指标约为计划调度期的2.4倍，调频市场累计收益约16亿元，投运调频储能装置的电厂达到8家，占能够参与调频市场的机组比例7%。
阶段二（2021–2023）区域统一市场
2020年12月28日，南方区域调频辅助服务市场启动试运行，将广东、广西、海南三省区的调频资源纳入统一市场交易，进一步优化了调频资源的区域协同。
根据《南方电网新型储能调度运行规则(试行)》：第1.2 条 “南方电网新型储能调用优先以市场化方式进行。对于暂不参与市场的独立新型储能电站，在不影响系统安全稳定运行前提下，各调度机构应结合电网负荷、清洁能源消纳及潮流断面控制等情况，科学合理提升储能充放利用。”第2.1.1 条 独立共享储能电站“以独立市场主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议的储能电站，建设及运行相关成本不纳入输配电价，且须具备调度直接控制条件。”在这一阶段，火电厂与储能系统联合机组依托“市场化调用”原则参与AGC调频，充分利用火电机组的惯性与储能的快速响应优势开展技术验证与商业试点。
依据国家能源局南方监管局2022年印发的《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则》附件5，广西、海南等南网省区储能项目统一纳入同一调频市场，市场主体快速增加，实现跨省资源共享和调度优化。
阶段三（2025起）独立储能份额保障与动态浮动
在前两阶段稳健推进的基础上，南网总调于2025年3月下发了《南方区域调频辅助服务市场交易实施细则（2025年修编征求意见稿）》，对独立储能站参与调频做了份额优化设计，将根据年度新增并网容量和电网负荷情况在一定区间内动态浮动，以兼顾早期投资者的收益预期与市场竞争的深度。
未来，市场容量将根据年度新增并网主体和负荷变化进行动态调节，既避免过度竞争，又为更多储能项目提供扩容空间。通过这一系列政策支持，为全国其他省份的储能市场化建设提供了宝贵的制度范本。
（二）“技术赋能”护航：高性能与低成本并行
项目一期于2025年4月18日正式倒送电，装机规模100 MW/200 MWh，采用成熟的磷酸铁锂（LFP）电芯，凭借其高安全性、耐热性和长循环寿命，确保系统平稳运行；二期规划则将引入飞轮、超级电容及其他高规格电池，以满足更高频次的响应需求。
该项目是广东首个探索利用退役火电厂的220 kV升压站及既有送出线路，免去了新建高压线路的巨大投入的新型独立储能站。
（三）经验丰富的项目团队与前瞻性的运营理念
1.充分的前期调研与论证
项目团队在启动中山翠亨新区储能电站项目前，进行了系统而深入的可行性研究。团队先后抵达福建晋江桐林、山东滕州及山西等省份的示范项目现场，实地考察第一、二、三代独立储能调频站的建设经验与运行成效。通过对福建省首个独立调频站的运营数据、山东28家独立站的盈亏状况及山西市场容量承受极限的综合分析，团队识别出影响项目收益的关键因素——包括当地电网接入条件、配套政策细则及市场竞争格局，并据此形成了详尽的项目建议书和风险评估报告，为后续项目决策提供了可靠依据。
2.深刻理解政策与市场规则
中山项目团队对广东乃至南方电网的电力市场运行机制、辅助服务政策与区域调频市场演进脉络进行了全方位研读。从2018年广东省内调频市场的建立，到跨粤桂琼区域市场的逐步扩容，再到2025年最新征求意见稿中对独立储能站份额区间系数的微调，团队对政策连贯性、衔接性以及对不同主体的保护措施了然于心。正是在这一背景下，项目方据此优化自身参与策略，确保中山100 MW/200 MWh一期项目自并网投运后即能在二次调频、备用和电能量市场多条赛道上精准定位。
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智慧运营云平台
团队深刻认识到，单纯依靠政策红利并非长久之计，必须构建以数据为驱动的智能运营体系。为此，数字化平台“智慧运营云平台”已在中山翠亨新区100 MW/200 MWh一期项目上线运行，通过对接广东电力交易中心的数据，支持跨品种（调峰、调频、现货电能量套利）和跨时段（现货电能量价差）套利策略切换。同时，在决策风控方面，平台推行“双签双核”流程：策略自动生成后，需由人工逐条复核。
从运维到运营的转型也已初见成效，自4月18日并网倒送电以来，借助云平台大屏与实时看板，运维团队可实时监测电池温度、故障码及SOH指标，自动生成运维工单并通知检修48 小时抵达现场，最大化保障设备健康与收益稳定。
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面临的挑战与市场动态展望
1.竞争加剧与收益压缩
广东省已备案的独立储能项目达400–500 家，即使仅有 10%–20% 项目能落地，也将新增40–100 座独立储能电站，未来几年内将对现有约40% 的调频市场份额形成激烈瓜分。随着参与者增多，调频中标次数和出清价格可能会减少和降低，项目年化收益率预计下降。
2.现货套利空间受限，需要新的收益来源为储能保驾护航
广东水电与燃气机组调峰资源充足，导致峰谷价差2024年仅为0.167元/度，远低于北方省份的 0.3–0.5 元/度水平。单纯调频及谷充峰放难以支撑稳定收益，运营方需在辅助服务、容量市场和电力市场同时布局，通过多种业务叠加和灵活切换，才能提升整体利用率和盈利水平。
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结语
220kV南朗储能站的成功落地印证了这一创新运营模式的有效性。其他省份在借鉴时，应深刻把握其核心运营逻辑：紧密结合当地电网特性、可再生能源渗透率和市场规则，因地制宜地优化业务组合（如调频、现货、备用服务的动态配比）和智能竞价算法参数，打造符合本地需求的“盈利引擎”。只要坚持以数据驱动实现精细化运营、以风险控制保障可持续盈利、以灵活策略应对市场波动，就能在二、三期项目容量扩张中延续成功路径。这不仅有助于稳固收益，为区域能源转型注入新动能，也将引领全国储能市场在“双碳”后时代，从单一的资产建设迈向更高效、更可持续的资产运营新阶段。
