年收入约1143万元 江苏省新能源配置储能项目收益分析

关键词: 电源侧储能  储能电站调峰辅助服务

本文通过测算得知，在江苏60MW/240MWh储能电站通过调峰及需求响应理想年收入约为798万元（实际情况存在不确定性），调频年收入预估为345万元，合计收入可达1143万元。

本文来源：微信公众号傲普能源科技

调峰辅助服务

2018年11月，江苏能监办会同江苏省工信厅正式印发《江苏电力辅助服务（调峰） 市场建设工作方案》和《江苏电力辅助服务(调峰)市场交易规则（试行）》，并于2019年 1季度正式启动江苏电力辅助服务（调峰）市场试运行。

江苏辅助服务（调峰）市场主要开展深度调峰交易和启停调峰交易两类交易品种。市场建设初期，深度调峰交易参与主体为燃煤火电机组、核电机组，启停调峰交易参与主体为燃煤火电机组和储能电站。后期将研究燃气机组，风电、光伏电站等参与市场。

符合准入条件且系统规模在20MW/40MWh以上的储能电站，可以直接注册调峰辅助服务市场成员。储能电站、综合能源服务商不参与报价，优先安排启停。

储能电站、综合能源服务商参照日前中标的启停调峰折算单位电量最高价（PM），按照K2* PM标准对充（放）电容量予以结算，但不低于充放电损失。补偿标准K2值由江苏能源监管办会同省发展改革委（能源局）确定后通过调度机构发布。

2019年10月1日，江苏启停调峰市场开始正式运行。此次启停调峰市场试运行前，15家燃煤电厂、16家燃气电厂、1家储能运营商共计83台发电机组参与国庆启停调峰报价。经过投标，此次中标价格最低每千瓦0.4元，最高每千瓦0.6元。此次启停调峰纳入了储能电站，10月1~4日期间，江苏镇江总容量达10.1万千瓦的储能电站合计为电网调节约52万千瓦时电量，单日能为全省用户送电约10万千瓦时。根据市场内最高单位电量价格和政策补偿标准，这4天储能电站平均每千瓦时充/放电量可受益1.4元，共获益约73万元。

根据以往相关资料，启停调峰市场运行主要集中在国庆及春节期间。如全年按照10天计算，每天1充1放，60MW/240MWh 系统在启停峰交易期间充电量为2160MWh， 放电量为1987.2MWh，收益约为580.6万元。

电力需求响应

2018年6月，江苏省经信委印发《江苏省电力需求响应实施细则（修订版）》。文件鼓励拥有储能设施的用户参与响应，对通过需求响应临时性增加（填谷）负荷，促进可再生能源电力消纳，执行可再生能源消纳补贴。约定响应谷时段可再生能源消纳补贴为5元/千瓦，平时段补贴为8元/千瓦。

截止2019年3月底，江苏省已建成60座用户侧储能电站，总容量97兆瓦/691兆瓦时；全省48座储能电站已实时接入“用户侧储能监控与互动平台”，接入平台储能容量90兆瓦/649兆瓦时。截止2020年5月，江苏省用户侧储能容量共128兆瓦，若全部参与自动需求响应，预计每年可促进新能源电量消纳84.48万千瓦时，创造经济收益464.64万元。

根据以上数据，用户侧储能参与填谷时间约6.6小时，60MW/240MWh系统可消纳新能源电量396MWh，约217.8万元/年。

调频辅助服务

2020年6月30日，江苏能源监管办会同江苏省发展改革委印发《江苏电力辅助服务（调频）市场交易规则（试行）》，并于7月1日正式启动电力辅助服务调频市场试运行。根据文件，江苏电力调频辅助服务市场补偿费用分为基本补偿和调用补偿两类。基本补偿标准Kagc为2元/MW；调用补偿：依据调频里程、调频性能及里程单价计算，调频里程申报价格的下限0.1元/兆瓦，上限1.2元/MW，补偿价格为全国最低。具体计算如下：

单次AGC指令调频性能指标

综合调性能指标

基本补偿费用

调用补偿费用

参考取值

总结

调峰及需求响应理想年收入约为798万元（实际情况存在不确定性），调频年收入预估为345万元（出清价1元/MW），合计收入为1143万元。

电源侧典型项目

江苏省镇江101MW/202MWh电网侧储能项目业主为江苏省电力公司，总投资6亿，于2018年7月正式并网投运。电站主要面向电网调控运行，能够满足区域电网调峰、调频、调压、应急响应、黑启动等应用需求，为当地电网迎峰度夏期间的安全平稳运行提供保障。

根据其中扬中三跃站(10MW/20MWh)3-5 月平均有功出力曲线，可以发现储能电站平均处于充电状态。6-8月平均有功出力曲线，反映7月之后用电增长，储能电站平均处于放电状态。

丹阳站(12MW/24MWh)24h运行数据，电站每天2充2放，放电深度60%，40%备用：

丹阳站3个典型日运行状况：

原标题:江苏省新能源配置储能项目收益分析