广东现货市场、售电侧、用户侧等电力市场下的储能应用

广东电力市场建设情况

9号文的发布，对电改有进一步的推动作用。从整体大方向看，国家希望建立绿色低碳、节能减排、更加安全可靠、实现综合资源优化配置的电力体系，这是总体的目标。

电改涉及的面比较宽，包括这几年的输配电价核准，还有发电侧调控市场等等。全国在整个电改过程当中，这几年做得工作，包括26个省市区开启输配电价试点，22个省市开启电改综合试点，10个省市区售电试点，8个电力现货市场试点启动。南方区域以广东为主开展了进行模拟运行的部署工作。

十八大以后，应该是加快电改工作，有几个关键点值得关注，2013年9月份正式启动了年度一个协商交易，2014年10月份按照广东省政策要求以实体的形式成立了广东电力交易中心，2015年3月份，随着9号文发布，广东也是首次通过交易平台，组织开展线上竞价交易，这是全国比较领先的。在去年2月份出台了电量考核的交易规则。去年年底，广东经信委发布了广东电力现货市场一个建设的试点工作方案。

广东负荷装机容量双过亿，去年首创新高，这是一个发展平台，对储能应用来讲也是非常好的市场环境。去年据统计，电力交易电量突破千亿度，年度长协电量827亿度，月度集中竞价交易319亿度，培育市场主体6211个，年度价差79厘。

现在的交易品种有四个，年度双边协商交易、年度合同电量集中交易、发电合同电量转让交易和月度集中竞争交易，今年年底要做小时级的筹备工作，肯定要上线运行的。

广东电力市场下的储能应用场景

去年下发的电力相关市场建设的方案，主要是从以下几个方面来看：

一个是售电侧，2012年工信部做了试点城市，佛山作为试点城市给了几个亿，其中几千万做了调峰，有一些可调负荷，照明等等调动一千瓦省一百来块钱是这个模式，目前是通知形式的。目前在售电侧，广东省电力客户侧平台进行了需求侧模拟运行。

第二个是用户侧，现在按购价差的两倍去考核，如果储能进来的话，作为非常好的可调节的资源，可以避免这个调节的惩罚力度。

还有发电侧，现在广东市场非常热，继山西上了10兆瓦储能站之后，年前发布了两个细则，这是总体的情况。在建设方案里面有一份广东调频辅助服务市场交易规则，就是联合混合机组怎么分配资金有一个非常革命性的变化，现在市场定价，市场主体主动进行申报。南网一些专家报告，对广东电网来说，相对山西，目前已有的调频资源比较充分的，但是怎么运行，怎么样把这个打通，还存在一定问题的。

广东珠三角五个城市的大工业电价差是6.9毛，将近7毛，比上海跟江苏稍微低一点。其中高峰的峰段有6个小时，平段8个小时，谷段也是8个小时。容量费按照变压器计算是23块钱，按申报最大需量缴费32块钱，因此这个削峰填谷也有市场经济套利的空间。

广东电力现货市场下的储能应用

现货市场建设能够改变储能的投资，充分体现它的价值。

南方电网的很多政策也不是南网出的，去年年底发布的两个细则中提到，电储能参与辅助服务每度电是5毛，这个主要针对发电厂，这个市场是很容易回本的。这个偏差率是2%是按2倍进行处罚。南方电网响应国家号召，新能源全额消纳，新能源发电不大，光伏才143兆瓦，装机量不大，整体方向促进储能的发展。

在2017年三季度，根据一些数据显示，广东做AGC，跟山西市场相比差距很大，山西调节里程、响应速度很好。分布式发电的数据显示，总体上水电多一点，可再生能源并网储能量700多万，分布式光伏还有集中光伏加起来143万左右，这两年是增加比较多一些。

现在国网公司包括南网公司都在提综合能源服务商转型，电网输配电的利润其实完全透明，向社会公开，对电公司来讲的话需要寻找新的利益增长点。国外很多企业，因为国外的电力市场成熟，它的电网没有那么坚强，它的电力两头发电跟售电反而能够有很多的空间去发展，包括德国莱茵集团也把储能作为发展方向和不拘一格产业，就等待成本、技术等方方面面的成熟。

国家咱们领导也提了，现在提畅质量发展，也关注人民的需求，从用上电向用好电转变，这对电网公司要求很高，特别是广东，因为粤西北、粤东发展不平衡，有些公司存在电量变压器不够，电压低等等这些问题。

储能工程案例经济性分享

首先东莞的一个用户侧储能示范工程，相对江苏来讲慢非常多，因为整体把这个账算一算不是很有经济性，这个项目前年年底投运，整体运行下来比较复杂，光靠6.9毛的价差，也就是十年左右才能回本。这个企业有个特点，这个储能装置挂在10千伏的话，按照改电价策略的话供电局要求全改，不能只改一条，没有最大的收益，32块钱五百千瓦，这个每个月十几万的收益没有拿到，这个效益还是一般，实事求是的讲还是一般。

在延缓输电设备升级改造的应用项目，延缓输电设备升级改造做两个方面的方案，一个是在珠海湛江，有一些农村电网变压器容量太低，过年回家过年了，电力供不起来，电压比较低，这个时候希望用一些储能装置顶几个小时，每天有几个时间段。

另外我国小水电特别多，国家提出来全国消纳新能源，农村地区线路变压器老化比较厉害，容量5.5兆，实际上将近6兆瓦的规模，储能设计方案是5.5兆瓦，加两个兆瓦去补，整个算下来这个数也是一个粗略的数，详细的测试方案没有放。国内第一个大型的调高频的电站，结合两个细则，结合我们现货市场的建设，除了年度租赁形势之外可能有更好的收益。

发电侧，就是两个细则，定出来调节容量是12块钱，电量补偿费用是80块钱，这个实际上还没有用下去，今年年底如果是发电刚才提到日前竞价市场建立估计没有用了，涉及一个盈利的区间，可能这个128时是变化的，根据市场的情况，响应的情况，价格杠杆翘一些规则出来，不能简单按一个数乘上去，可能会，现在在做模拟。现在很多电厂都在进行招投标，很多电厂储能装置都在上，今年年底可能会有一些要偷运，具体效果非常值得关注。

调频市场模拟的情况，、今年前两个月，模拟的期间总共交易的里程三百多万兆瓦，平均每天4万兆瓦，调频费用两百多万左右，平均成交价格34.79元每个兆瓦。

电力市场下的储能未来挑战与展望

储能做调峰调频为什么没有补贴，因为储能不是一个新能源，装在那里本身耗电的，一充一放10%的损耗在里面。它的发电怎么补偿，输电怎么去补偿，是有点复杂的，真正像多少钱一度电，像光伏一样，去年3.2毛，今年3.7毛，这个是有点困难，像美国储能电力从身份认可、方案、管理办法、并网协议要经过细致的论证过程。

去年年底两个细则出台，也是提到了要享受两兆瓦半小时，以上要享受5毛钱每度电，要跟南网签订并网调度协议，要具备ADC可调的能力。这个事掀起了一个热度，但是具体落实下来还是有一些问题，首先用户侧能不能享受的问题，一个用户侧本身7毛多，再加上蓄电管理，五六年有希望的，再加上5毛钱的话大家都去干了，但是这个5毛谁出钱，像光伏一样让电网去垫资是不可能的。

另外提到了燃煤，除了燃煤生物制核电技术，按照调峰付费之外，其余技术按照上网电量缴纳费用，这个不适用于水电站，包括这个有些规则对它进行了限制了。

储能的调度问题、模型怎么样、它的信息哪些东西上传到跟调度做互联、它的协议怎么样、协议信息手段都没有，还是真空的地带。

结合几个问题立了几个项目在做，结合电力现货市场，按照每个储能装置，每个环节储能装置并网落地之后，按照一主多辅的应用模式，叫聚合效应，思路叫网络化储能平台，广东地面上建设这些储能电站，把它的电池电流电压，包括温度，还有电流负荷疾控监测到电科院建储能系统里面。上文提到的五百千瓦半小时以上，有一个聚合效应，将来售电公司，甚至是调度机构不用跟下面零散的这些小的储能投资商、运营商打交道，可以接储能平台，下面跟储能电站去谈这种收益模式，这是一个思路。

从整个平台的开发到标准化的接入终端，分布式储能系统有一个终端，去采集现货市场一些关键数据。这些小的分布式的这些储能系统到了平台之后，平时不调的的时候话削峰填谷，一旦电网的需求，参与调动起来，去辅助服务，去赚取别的费用，去增大储能的价值所在。如果单一的运维模式大家很清楚，实际上非常难去盈利。