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近年來，新型儲能技術的重要代表——鋰電儲能顯現出良好的產業前景。在山東棗莊，作為國內技術領先的集中共享式電化學儲能調峰項目，華電滕州儲能項目實現應急啟動和頂峰發電，為保障區域電網穩定作出貢獻。

截至去年底，華電滕州儲能項目累計充電6200萬千瓦時，放電5000萬千瓦時。

電力富余時充電，電力不足時放電，一個大號“充電寶”，能有效緩解電力系統的壓力。近年來，山東省棗莊市布局鋰電產業全產業鏈，作為新型儲能技術的重要代表，鋰電儲能顯現出良好的產業前景。

作為國內技術領先的集中共享式電化學儲能調峰項目，位于棗莊的華電滕州儲能項目于2021年12月30日開始滿功率運行。截至2022年12月底，項目累計充電6200萬千瓦時，放電5000萬千瓦時，在北京冬奧會、冬殘奧會，夏季用電高峰和迎峰度冬期間，實現應急啟動和頂峰發電，充分發揮了能源保供作用。記者近日來到滕州，實地探訪電化學儲能在當地的發展情況。

充放一體，鋰電池成“充電寶”

走進華電滕州新源熱電有限公司(以下簡稱“新源熱電”)廠區，穿過建筑林立的火電發電區，拐進東側鐵柵欄圍成的小院，便是華電滕州儲能項目，100多個白色集裝箱室在此整齊列陣。

“這是我們項目的儲能電站，包含了80個電池艙和40個變流升壓艙組成的磷酸鐵鋰電池儲能系統，以及1兆瓦/2兆瓦時的全釩液流電池儲能系統，整個電站功率為101兆瓦，總容量為202兆瓦時。”新源熱電生產技術部電氣專業工程師劉柱說著，指了指旁邊一棟二層小樓，“那是配電樓，里面有儲能電站的‘大腦’——能量管理系統，它發出指令，電站才能運行。”

電站與電網相連，但是由于電網流動的是交流電且電壓較高，儲能電站電池艙內則是直流電，因此充放電時必須進行轉換。充電時，電網110千伏的電首先經過一臺高壓變壓器降壓后，進入配電樓內的35千伏母線，才能進入艙體。

走到一個白色集裝箱前，運行部電氣專業工程師陳琳打開變流升壓艙門，正對著一扇小窗，里面是一臺變壓器，過道兩側各有兩臺雙向變流器。“35千伏的電在此還要再進行一次變壓，降為400伏，電經過前后兩級變壓，隨后流入雙向變流器，從交流電轉換為直流電，類似于手機充電時的‘充電器’。”

在此集裝箱兩側，各有一個電池艙。進入狹窄的艙內，左右兩側密布著電池組，“這相當于每個電池艙有兩塊‘充電寶’，共計2940個電池芯。”陳琳說，轉換完成的電通過4臺變流器繼續流入電池艙，就可以開始充電了，一個變流升壓艙可以帶動兩個電池艙。放電的過程則相反。

“鋰電池過充和過放都會存在安全隱患，為了避免此現象發生，每個電池艙安裝了210個電池管理系統，類似于傳感器，可以實時監測每個電池芯的狀態。”劉柱說。為保障鋰電池安全運行、控制溫度在35攝氏度以下，劉柱還帶領團隊研發了儲能電池艙空調自動控制系統，可以實時感知艙內溫度并自動調節，讓鋰電池在夏季也可以滿功率運行。

參與調峰，促進電力系統清潔穩定

走進配電樓控制室，LED顯示屏上正展示著能源管理系統，儲能電站的所有子系統和電池艙、變壓器、空調、消防等各類數據匯聚于此，可以隨時調取查看。

“儲能電站每天充放電時間不完全相同，我們要根據各種數據預測次日充放電曲線，并報送給國家電網山東省調度中心，由中心統一安排。”劉柱說。

今年1月21日18時，儲能電站準時啟動，對“充電寶”實行放電，控制室內屏幕上，每塊電池電量數字不停跳動。“正常情況下，儲能電站每天充電兩小時左右，一次可充22萬千瓦時電量，放電18萬千瓦時。參與調峰時，兩三秒就能滿負荷運行，類似于汽車起步，可以快速響應。”劉柱說。

據了解，山東新能源裝機規模較大，目前滕州用于發電的新能源主要是風電和光伏，尤以光伏居多。“風力、光伏發電的季節性波動比較強，對儲能要求更高，需要建立儲能電站提升新能源消納能力，否則可能會產生棄風棄光的現象，造成資源浪費。”滕州市能源事務中心副主任王延磊說。

“比如，2022年迎峰度夏期間(6月至9月)，為保障電力正常運行，我們累計充電2095萬千瓦時，放電1798萬千瓦時。”劉柱介紹，除了穩定新能源發電帶來的電網負荷外，電化學儲能對常規火電也是重要輔助，既能保證電力系統的穩定，還能減少碳排放。“按照現在儲能電站的儲能能力，每年可以增加消納新能源電量1億千瓦時，壓減煤炭消費約3.1萬噸，減排二氧化碳8.9萬噸。”

積極探索，參與現貨電力交易

每天，新源熱電營銷調度部專業工程師龔學仲的一項重要工作就是盯著電力市場價格，通過充放電價差獲得收益。

“今年開始，山東對新型儲能實行市場化運作，并入山東電力現貨交易平臺運行，平臺上面可以在線查詢電網實時運行數據、負荷預測情況、電力用戶用電歷史負荷曲線等關鍵信息。”龔學仲說，2022年3月1日，華電滕州儲能項目正式參與電力現貨交易，成為全國首批參與現貨交易的儲能項目。

在交易平臺上，電力現貨出清價格每15分鐘變動一次，按小時結算。龔學仲和另一名同事要預測次日電站充放電曲線。“我們一般要提前看三天到一周的天氣預報，總結統計規律，關注實時電價。”龔學仲說，電網電力富余時，電價很便宜，放電價格則每千瓦時電能夠達到五六毛錢。

龔學仲介紹，目前華電滕州儲能項目的營收渠道除電力現貨交易外，還包括容量補償和容量租賃。“政府設計了容量成本回收機制。”龔學仲說，電力現貨交易平臺對參與現貨市場的發電主體進行可用容量成本補償，費用從用戶側按照每千瓦時電9分9收取，此前主要是對參與現貨交易的火電和新能源企業進行補償，為推動新型儲能市場化發展，山東將首批參與電力現貨交易的儲能電站按月度可用容量給予適當容量補償費用。

可用容量如何計算?2022年6月，山東發文要求根據儲能電站核定充電容量和備用狀態下的小時數進行計算，目前按照儲能電站裝機容量的1/6進行補償。

除此之外，華電滕州儲能項目還對容量租賃進行了探索。相較分布式儲能電站，華電滕州儲能項目的集中式優勢突出。“按照規定，建設新能源場站必須配備一定容量的儲能電站，但是這種分布式儲能電站質量參差不齊，管理難度大，不受調度中心指揮，電力調節作用弱。”王延磊說，有了集中式儲能電站，新能源場站可以從電站租賃容量指標，無需自行建設，通過共享實現多方共贏。

現在，華電滕州儲能項目全部容量實現了短期集中共享。據了解，山東省儲能電站容量租賃市場前景廣闊，華電滕州儲能項目租賃企業主要為中國華電集團有限公司內部5家企業，滿租后可達預期收益。

“從目前運行情況看，儲能電站全年大約可以充放350次，首年參與現貨市場便達到收支平衡，今年山東省容量補償電價執行分時峰谷系數，將進一步擴大儲能電站現貨收益。”龔學仲表示。

文章來源:https://news.bjx.com.cn/html/20230210/1287718.shtml

2021年12月，國家能源局印發新版《電力輔助服務管理辦法》，確認了儲能獨立主體的身份。之后出臺一系列文件支持獨立儲能的運營發展。獨立儲能電站一般是指以獨立主體身份直接與電力調度機構簽訂并網調度協議的項目。與之相對的是依托新能源發電項目配套建設的儲能項目，能夠實現自發電充電。隨著儲能市場的逐步發展，儲能項目的盈利模式受到廣泛關注。

獨立儲能項目盈利模式分析

以山東省為例，目前獨立儲能電站收入主要來自三個方面：現貨市場電能量交易收入、容量市場補償收入、容量租賃市場租金收入。

(一)現貨市場電能量交易收入

《山東省電力現貨市場交易規則(試行)》規定：滿足電網接入技術要求的獨立儲能設施以自調度模式參與電能量市場。參與電能量市場時，儲能設施主體在競價日通過山東電力交易平臺申報運行日自調度曲線，在滿足電網安全運行和新能源優先消納的條件下優先出清，并接受現貨市場價格。國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》指出，獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。

(二)容量市場補償收入

《關于進一步做好2022年下半年山東省電力現貨市場結算試運行工作有關事項的通知》指出：獨立儲能電站日發電可用容量=(儲能電站核定充電容量/2)×K/24，K為儲能電站日可用等效小時數，初期電化學儲能電站日可用等效小時數暫定為2小時。為鼓勵獨立儲能示范項目發展，山東省人民政府《關于印發2022年“穩中求進”高質量發展政策清單(第四批)的通知》規定：堅持新型儲能市場化發展方向，推動獨立儲能示范項目積極參與電力現貨交易，暫按電力市場規則中獨立儲能月度可用容量補償的2倍標準執行。

(三)容量租賃市場租金收入

《山東省風電、光伏發電項目并網保障實施辦法(試行)》指出：相同條件下，優先支持配置大型獨立儲能電站的項目，其次支持配建儲能的項目，再次支持租賃儲能的項目。

受政策影響，山東省2022年第三季度前無新增陸上風電、光伏項目，儲能租賃市場尚不夠活躍。但隨著山東省陸上風電和光伏項目的逐步放開，新增集中式新能源項目會帶動儲能電站租賃市場趨熱，預計租賃價格在330元/年·千瓦左右。

配套儲能項目盈利模式分析

目前我國多地明確要求新能源配建儲能。2021年以來，寧夏、遼寧、安徽、福建、內蒙古等地陸續在新能源上網等相關文件中提出了對儲能技術、配套等具體要求。配建儲能要求范圍涵蓋25個省份，各地結合當地實際情況，對配置比例和時間進行規范。

內蒙古2021年保障性并網集中式風電、光伏發電項目優選結果中提出按15%~30%配儲，儲能時長2小時;新疆結合當地電網消納實際，提出對建設4小時以上時長儲能項目的企業，允許配建儲能規模4倍的風電光伏發電項目，鼓勵光伏與儲熱型光熱發電以9∶1規模配建。越來越多的地區對分布式光伏提出配套建設儲能的要求。

2021年山東省印發《關于開展儲能示范應用的實施意見》，提出新增集中式風電、光伏發電項目，原則上按照不低于10%比例配建或租賃儲能設施，連續充電時間不低于2小時。2022年《山東省風電、光伏發電項目并網保障指導意見(試行)》提出，2023年底前并網的海上風電項目、2025年底前并網的漂浮式海上光伏項目免于配建或租賃儲能設施，其他海上風電、海上光伏項目由項目開發企業按承諾配置儲能設施，全力保障并網。競配項目要求項目按照儲能優先原則和競爭排序規則由系統自動排序。可見配套儲能已經成為山東省未來新能源場站建設必不可少的部分。

(一)配套儲能盈利模式

參與市場交易的新能源項目與配套建設儲能作為一個市場主體參與市場結算。即充電與放電價格接受市場現貨電價。

2022年9月16日前，配套儲能接受調度調令進行充放電操作，9月16日之后，除電力供需不平衡時會提前一日通知做好調用準備，其余時間實現配套儲能自調度。

(二)配套儲能項目盈利模式存在的問題

1.依據《山東省電力現貨市場交易規則(試行)》，目前山東省光伏場站結算時，日分時電量由電網企業抄錄的日總電量、依據電力調度機構技術支持系統采集的發電出力曲線分解形成。其中當配套儲能放電處于非光伏發電時刻，結算時會將相應放電量移回光伏發電區間，無法享受晚高峰高價放電帶來的收益。盡管目前配套儲能可以實現自調度模式，但由于結算機制問題，無法進行峰谷價差盈利。

2.當充電時間段處于光伏非發電時間段，如夏季的低谷時間在凌晨，此時配套儲能只能作為電力用戶承擔相應市場交易價格及附加價格(包括容量補償電價、輸配電價、政府性基金及附加)，造成充電成本的增加。

3.配套儲能目前的盈利方式只有充放峰谷價差，沒有任何其他補償性收入。因充放電轉換效率造成的損耗部分由電站自己負擔，成為了減少收益的又一項原因。

促進新型儲能發展的建議

新型儲能尤其是電化學儲能已成為新興的投資熱點，市場對磷酸鐵鋰電池的需求會越來越大，鋰離子電池項目建設成本居高不下，成本疏導困難;同時由于盈利模式不足以支撐儲能項目覆蓋成本，特別是配套儲能項目，市場驅動力不足，影響儲能項目未來的布局和發展。

(一)優化儲能配置方式，合理儲能布局。隨著液流電池、鈉離子電池、空氣壓縮儲能、二氧化碳儲能等新技術逐步在由試驗走向應用，新型儲能產業布局迎來重大機遇，應全局性考慮儲能產業的發展，引導各種類型儲能有序建設，理清產業鏈發展，切實發揮儲能的作用，避免資源浪費。

(二)豐富完善儲能盈利模式，利用市場推動儲能持續發展。建立保障儲能項目盈利的長效機制，推動儲能盈利模式多元化，完善電能量市場、容量市場、輔助服務市場等市場的參與規則及價格形成機制，通過價格信號引導儲能市場良性發展。盡快解決光伏場站配套儲能項目的結算問題，研究推動配套儲能向獨立儲能轉化的可行性，出臺配套儲能綜合利用等實施細則支持配套儲能盈利模式的多樣化;研究配套建設儲能與新能源項目作為一個市場主體，對新能源參與現貨市場起到的調整與穩定作用。

(三)統籌規劃配建儲能，支持容量租賃市場發展。山東省目前將儲能裝機配額作為新能源發電項目并網條件，但對配儲能的容量比例和裝機時長缺乏足夠依據。科學規劃、統籌配置儲能的比例和裝機規模，出臺配套儲能后續建設政策，鼓勵通過租賃獨立儲能容量形式進一步支持和完善容量租賃市場。

(來源：微信公眾號“能源新聞”作者：汝會通 黃哲 單位：中國三峽新能源(集團)股份有限公司山東分公司)