儲(chǔ)能系統(tǒng)在電力輔助服務(wù)市場(chǎng)中的價(jià)值分析與探討

凝心 聚力 創(chuàng)新 共享儲(chǔ)能系統(tǒng)在電力輔助服務(wù)市場(chǎng)中的價(jià)值分析與探討1123452一、儲(chǔ)能發(fā)展概述31.儲(chǔ)能技術(shù)分類抽水蓄能壓縮空氣飛輪物理儲(chǔ)能鉛酸電池鋰電池液流電池電化學(xué)儲(chǔ)能鈉流電池氫氣燃料電池化學(xué)儲(chǔ)能熔鹽壓縮空氣儲(chǔ)熱超級(jí)電容超導(dǎo)電磁儲(chǔ)能儲(chǔ)能技術(shù)4據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，截至2021年底，全球已投運(yùn)儲(chǔ)能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)規(guī)模209.4GW，同比增長(zhǎng)9%；其中電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模25.4GW，占比12.2%，2021年電化學(xué)新增裝機(jī)10.2GW，同比增長(zhǎng)67.7%；在各類電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)中，鋰離子電池的累計(jì)裝機(jī)規(guī)模最大23GW，占比90.9%。1.儲(chǔ)能技術(shù)分類51.儲(chǔ)能技術(shù)分類截至2021年底，我國(guó)已投運(yùn)儲(chǔ)能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)規(guī)模46.1GW，同比增長(zhǎng)30%，占全球總規(guī)模22%；抽水蓄能的累計(jì)裝機(jī)39.8GW，占比86.3%，同比增長(zhǎng)25%；其中電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模5.73GW，占比12.5%，2021年電化學(xué)新增裝機(jī)2.4GW，同比增長(zhǎng)54%；在各類電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)中，鋰離子電池的累計(jì)裝機(jī)規(guī)模最大5.14GW，占比89.7%。6電源側(cè)柔化新能源發(fā)電曲線，降低間歇性發(fā)電負(fù)荷對(duì)電網(wǎng)的沖擊；減少棄風(fēng)棄光，消納過(guò)剩的發(fā)電量；提高新能源可控性，作為可調(diào)節(jié)電源；火電廠備用、調(diào)頻，低常規(guī)發(fā)電的備用量。輸電側(cè)局部區(qū)域的電網(wǎng)儲(chǔ)能，就地峰谷平衡；局地調(diào)頻資源，作為調(diào)頻資源統(tǒng)一調(diào)度；地區(qū)電網(wǎng)黑啟動(dòng)電源；提高電網(wǎng)系統(tǒng)效率，減少電網(wǎng)峰谷差，降低發(fā)電側(cè)旋轉(zhuǎn)備用與調(diào)頻。配電側(cè)微電網(wǎng)，組建風(fēng)光儲(chǔ)充等微電網(wǎng)系統(tǒng)；提高電能質(zhì)量，保持電壓、頻率在合理范圍，隔離電網(wǎng)沖擊；提高供電可靠性，備用電源；削峰填谷，治理季節(jié)性局部容量短缺問(wèn)題。用戶側(cè)削峰填谷，減少電費(fèi)；備用電源，不間斷供電；平滑負(fù)荷曲線，降低容量電費(fèi)；應(yīng)急保電，時(shí)域性負(fù)荷臨時(shí)供電。2.儲(chǔ)能應(yīng)用場(chǎng)景78輔助服務(wù)大容量?jī)?chǔ)能分布式儲(chǔ)能住宅儲(chǔ)能分布式儲(chǔ)能居民分布式發(fā)電商業(yè)分布式發(fā)電商業(yè)儲(chǔ)能儲(chǔ)熱需求側(cè)響應(yīng)大規(guī)模風(fēng)電引自美國(guó)電科院《Electricity

Energy

Storage

TechnologyOptions》2.儲(chǔ)能應(yīng)用場(chǎng)景9發(fā)電領(lǐng)域輔助動(dòng)態(tài)運(yùn)行取代或延緩新建機(jī)組輔助服務(wù)領(lǐng)域調(diào)頻服務(wù)電壓支持調(diào)峰服務(wù)備用容量電力輸配領(lǐng)域無(wú)功支持緩解線路阻塞延緩輸配電擴(kuò)容升級(jí)變電站直流電源用戶端分時(shí)電價(jià)管理容量費(fèi)用管理電能質(zhì)量商業(yè)建筑儲(chǔ)能家用儲(chǔ)能可再生能源接入可再生能源平滑輸出/削峰填谷爬坡率控制分布式發(fā)電和微網(wǎng)調(diào)壓微網(wǎng)運(yùn)行可再生能源供應(yīng)和節(jié)能并舉電能轉(zhuǎn)移和提高能效2.儲(chǔ)能應(yīng)用場(chǎng)景截至2020年底，中國(guó)已投運(yùn)的電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目中，用戶側(cè)領(lǐng)域的累計(jì)裝機(jī)規(guī)模最大，為1076.9MW，所占比重為38.6%；2020年，從中國(guó)新增投運(yùn)的電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目來(lái)看，集中式可再生能源并網(wǎng)側(cè)領(lǐng)域的新增裝機(jī)規(guī)模最大，所占比重接近50%；2020年中國(guó)新增投運(yùn)電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目的應(yīng)用分布（MW%）用戶側(cè),27.0%電網(wǎng)側(cè),6.0%輔助服務(wù),19.0%集中式可再生能源并網(wǎng),48.0%2020年中國(guó)已投運(yùn)電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目的應(yīng)用分布（MW%）用戶側(cè),38.6%電網(wǎng)側(cè),14.1%輔助服務(wù),18.4%集中式可再生能源并網(wǎng),28.9%2.儲(chǔ)能應(yīng)用場(chǎng)景：CNESA10應(yīng)用應(yīng)用類型應(yīng)用目的電源側(cè)調(diào)峰調(diào)頻配合電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻，穩(wěn)定電網(wǎng)旋轉(zhuǎn)備用減少備用機(jī)組開啟時(shí)間，減少浪費(fèi)黑啟動(dòng)電廠啟動(dòng)電源新能源棄風(fēng)棄光利用解決棄風(fēng)棄光矛盾新能源配合利用新能源平滑輸出、提高新能源滲透率、計(jì)劃曲線跟蹤電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能電站調(diào)峰調(diào)頻，提供緊急功率支撐備用容量解決電網(wǎng)峰值功率分布式微電網(wǎng)平抑可再生能源電源波動(dòng)用戶側(cè)分時(shí)電價(jià)管理利用電量峰谷價(jià)差獲利容量費(fèi)用管理提高用戶自平衡，降低容量費(fèi)儲(chǔ)能充電站用于電動(dòng)汽車充電，解決配置能力問(wèn)題應(yīng)急電源/微網(wǎng)提高電源供應(yīng)可靠和安全性2.儲(chǔ)能應(yīng)用場(chǎng)景3.儲(chǔ)能系統(tǒng)類型儲(chǔ)能系統(tǒng)能夠提供快速的有功支撐，平滑間歇性電源功率波動(dòng)，增強(qiáng)電網(wǎng)調(diào)頻能力，大幅提高電網(wǎng)接納可再生能源的能力，促進(jìn)可再生能源的集約化開發(fā)和利用，充放電倍率≥2C。功率型容量型儲(chǔ)能系統(tǒng)能夠大規(guī)模地儲(chǔ)存電能，增強(qiáng)電網(wǎng)調(diào)峰能力，即在負(fù)荷低谷時(shí)段將電能儲(chǔ)存起來(lái)，負(fù)荷高峰時(shí)段再將其放出，在一定程度上緩解負(fù)荷高峰期的缺電狀態(tài)，提高系統(tǒng)效率和輸配電設(shè)備的利用率，延緩新的發(fā)電機(jī)組和輸電線路的建設(shè)，節(jié)約大量投資。充放電倍率≤0.5C。平衡型在電力系統(tǒng)遇到大的擾動(dòng)時(shí)，儲(chǔ)能系統(tǒng)可以瞬時(shí)吸收或釋放能量，避免系統(tǒng)失穩(wěn)，恢復(fù)正常運(yùn)行，對(duì)于對(duì)電壓暫降和短時(shí)中斷等暫態(tài)電能質(zhì)量問(wèn)題特別敏感的用電負(fù)荷，儲(chǔ)能技術(shù)可以快速補(bǔ)償各種電能質(zhì)量擾動(dòng)，保證優(yōu)質(zhì)供電；在系統(tǒng)因故障而停電時(shí)，儲(chǔ)能系統(tǒng)又可以起到大型不間斷電源的作用，充放電倍率介于0.5C～2C。12二、儲(chǔ)能與輔助服務(wù)政策支持131.國(guó)家政策序號(hào)文件名文號(hào)政策解讀1關(guān)于促進(jìn)儲(chǔ)能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見(jiàn)2019-2020年行動(dòng)計(jì)劃發(fā)改辦能源〔2019〕725號(hào)行動(dòng)計(jì)劃是指導(dǎo)意見(jiàn)的具體工作落實(shí)文件。2輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法發(fā)改價(jià)格規(guī)〔2019〕897號(hào)文中明確抽水蓄能電站、電儲(chǔ)能設(shè)施、電網(wǎng)所屬且已單獨(dú)核定上網(wǎng)電價(jià)的電廠的成本費(fèi)用不得計(jì)入輸配電定價(jià)成本。3關(guān)于加強(qiáng)儲(chǔ)能標(biāo)準(zhǔn)化工作的實(shí)施方案國(guó)能綜通科技〔2020〕3號(hào)積極推進(jìn)關(guān)鍵儲(chǔ)能標(biāo)準(zhǔn)制定，鼓勵(lì)新興儲(chǔ)能技術(shù)和應(yīng)用的標(biāo)準(zhǔn)研究工作，是指導(dǎo)意見(jiàn)的具體工作落實(shí)文件。4儲(chǔ)能技術(shù)專業(yè)學(xué)科發(fā)展行動(dòng)計(jì)劃（2020—2024年）教高函〔2020〕1號(hào)立足產(chǎn)業(yè)發(fā)展重大需求，統(tǒng)籌整合高等教育資源，加快建立發(fā)展儲(chǔ)能技術(shù)學(xué)科專業(yè)，加快培養(yǎng)急需緊缺人才，破解共性和瓶頸技術(shù)，是推動(dòng)我國(guó)儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)和能源高質(zhì)量發(fā)展的現(xiàn)實(shí)需要和必然選擇。5關(guān)于建立健全清潔能源消納長(zhǎng)效機(jī)制的指導(dǎo)意見(jiàn)國(guó)家能源局對(duì)加快形成有利于清潔能源消納的電力市場(chǎng)機(jī)制、全面提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、和著力推動(dòng)清潔能源消納模式創(chuàng)新方面，都提出鼓勵(lì)推動(dòng)電儲(chǔ)能建設(shè)和參與，以促進(jìn)清潔能源高質(zhì)量發(fā)展。6關(guān)于推進(jìn)電力源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化和多能互補(bǔ)發(fā)展的指導(dǎo)意見(jiàn)國(guó)家 、能源局電力源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化和多能互補(bǔ)作為提升電力發(fā)展質(zhì)量和效率的重要抓手，符合新一代電力系統(tǒng)的建設(shè)方向，符合能源電力綠色低碳發(fā)展的相關(guān)要求，有助于促進(jìn)非化石能源加快發(fā)展，提高我國(guó)在應(yīng)對(duì)氣候變化中的自主貢獻(xiàn)度，提升能源清潔利用水平、電力系統(tǒng)運(yùn)行效率和電力供應(yīng)保障能力7關(guān)于完善能源綠色低碳轉(zhuǎn)型體制機(jī)制和政策措施的意見(jiàn)國(guó)家 、能源局發(fā)改能源〔2022〕206號(hào)完善靈活性電源建設(shè)和運(yùn)行機(jī)制、完善電力需求響應(yīng)機(jī)制8電力輔助服務(wù)管理辦法國(guó)能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕61號(hào)對(duì)儲(chǔ)能參與系統(tǒng)一二次調(diào)頻、調(diào)峰、備用、爬坡、轉(zhuǎn)動(dòng)慣量、無(wú)功平衡等提出了補(bǔ)償與分?jǐn)倷C(jī)制，電力用戶參與分擔(dān)共享機(jī)制，以及跨區(qū)電力輔助服務(wù)機(jī)制。142.新能源側(cè)配置儲(chǔ)能政策序號(hào)省份政策文件新能源+儲(chǔ)能1河北關(guān)于推進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電科學(xué)有序發(fā)展的實(shí)施方案（征求意見(jiàn)稿）支持風(fēng)電光伏按10%左右比例配套建設(shè)儲(chǔ)能設(shè)施。2山東2021年全省能源工作指導(dǎo)意見(jiàn)新能源場(chǎng)站原則上配置不低于10%儲(chǔ)能設(shè)施。3山西（大同）大同市關(guān)于支持和推動(dòng)儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的實(shí)施意見(jiàn)增量新能源項(xiàng)目全部配置儲(chǔ)能設(shè)施，配置比例不低于5％。4陜西關(guān)于促進(jìn)陜西省可再生能源高質(zhì)量發(fā)展的意見(jiàn)（征求意見(jiàn)稿）陜北地區(qū)新能源不低于10%以上，其中榆林不低于20%，儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)不低于2小時(shí)。5甘肅關(guān)于加快推進(jìn)全省新能源存量項(xiàng)目建設(shè)工作的通知鼓勵(lì)在建存量項(xiàng)目按河西5市配置10%-20%儲(chǔ)能、其他地區(qū)按5%-10%配置儲(chǔ)能，儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)均不小于2小時(shí)。6內(nèi)蒙古2020年風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目建設(shè)有關(guān)事項(xiàng)的通知光伏電站儲(chǔ)能容量不低于5%、儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)在1小時(shí)以上。7青海關(guān)于印發(fā)支持儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施（試行）的通知新建新能源配置儲(chǔ)能容量原則上不低于10%，時(shí)長(zhǎng)2小時(shí)以上。8寧夏關(guān)于加快促進(jìn) 儲(chǔ)能健康有序發(fā)展的指導(dǎo)意見(jiàn)(征求意見(jiàn)稿)不低于新能源裝機(jī)的10%、連續(xù)儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)2小時(shí)以上。9新疆關(guān)于在全疆開展發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能電站建設(shè)試點(diǎn)的通知光伏電站裝機(jī)的20%、連續(xù)儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)2小時(shí)以上10河南關(guān)于加快推動(dòng)河南省儲(chǔ)能設(shè)施建設(shè)的指導(dǎo)意見(jiàn)儲(chǔ)能配置比例不低于10%、連續(xù)儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)2小時(shí)以上11湖南關(guān)于做好儲(chǔ)能項(xiàng)目站址初選工作的通知風(fēng)電20%、光伏10%，儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)2小時(shí)。12湖北關(guān)于開展2020年平價(jià)風(fēng)電和平價(jià)光伏發(fā)電項(xiàng)目競(jìng)爭(zhēng)配置工作的通知風(fēng)儲(chǔ)項(xiàng)目配備的儲(chǔ)能容量不得低于風(fēng)電項(xiàng)目配置容量的10％。13江西關(guān)于做好2021年新增光伏發(fā)電項(xiàng)目競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)選有關(guān)工作的通知不低于光伏電站裝機(jī)規(guī)模的10%，時(shí)長(zhǎng)1小時(shí)14浙江（衢州）關(guān)于加快建立衢州市清潔能源消納長(zhǎng)效機(jī)制的通知儲(chǔ)能按照發(fā)電裝機(jī)容量的10%配置15貴州關(guān)于上報(bào)2021年光伏發(fā)電項(xiàng)目計(jì)劃的通知送出消納受限區(qū)域需配備10%的儲(chǔ)能16廣西關(guān)于第二次征求廣西2021年度風(fēng)電、光伏競(jìng)爭(zhēng)性配置評(píng)分及申報(bào)方案有關(guān)意見(jiàn)的函鼓勵(lì)儲(chǔ)能配置5%～10%，時(shí)長(zhǎng)不低于2小時(shí)17海南關(guān)于開展2021年度海南省集中式光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目工作的通知明確每個(gè)申報(bào)項(xiàng)目規(guī)模不得超過(guò)10萬(wàn)千瓦，且同步配套建設(shè)備案規(guī)模10%的儲(chǔ)能裝置153.電力輔助服務(wù)政策序號(hào)省份政策文件儲(chǔ)能規(guī)模準(zhǔn)入門檻調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格1青海青海省電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則10MW/20MWh及以上儲(chǔ)能與風(fēng)電場(chǎng)、太陽(yáng)能電站雙邊協(xié)商議價(jià)儲(chǔ)能參與電網(wǎng)調(diào)峰0.5元/kWh2湖南湖南省電力輔助服務(wù)市場(chǎng)交易規(guī)則（試行）10MW及以上深度調(diào)峰：上限200元/MWh

緊急短時(shí)調(diào)峰：上限600元/MWh3安徽安徽省電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則(試行)10MW/40MWh及以上發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能調(diào)峰報(bào)價(jià)上限按火電深度調(diào)峰限額執(zhí)行4東北東北電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則（暫行）10MW/40MWh及以上發(fā)電側(cè)深度調(diào)峰：0.4元-1元/kWh用戶側(cè)儲(chǔ)能與新能源雙邊交易：0.1元-0.2元/kWh5江蘇江蘇電力輔助服務(wù)(調(diào)峰)市場(chǎng)交易規(guī)則啟停調(diào)峰20MW/40MWh及以上中長(zhǎng)期可調(diào)負(fù)荷調(diào)峰：谷段上限0.25元/kWh、平段上限0.6元/kWh、峰段上限0.9元/kWh。短時(shí)可調(diào)負(fù)荷調(diào)峰：需求時(shí)段≥4小時(shí)，上限1元/kWh；需求時(shí)段＜4小時(shí)，上限2元/kWh。深度調(diào)峰：上限600元/MWh。6山西山西獨(dú)立儲(chǔ)能和用戶可控負(fù)荷參與電力調(diào)峰市場(chǎng)交易實(shí)施細(xì)則（試行）20MW/40MWh及以上獨(dú)立儲(chǔ)能市場(chǎng)主體調(diào)峰按照火電機(jī)組參與電力調(diào)峰交易末檔區(qū)間。7福建福建省電力輔助服務(wù)(調(diào)峰)交易規(guī)則（試行）10MW/40MWh及以上（火電深度調(diào)峰上限600元/MWh）8湖北湖北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則（試行）10MW/40MWh及以上（火電深度調(diào)峰上限600元/MWh）9新疆新疆電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則（試行）新疆電網(wǎng)發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能管理暫行規(guī)則10MW/40MWh及以上5MW/10MWh及以上（火電深度調(diào)峰上限500元/MWh）發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能：0.55元/kWh10山東山東電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則（試行）5MW/10MWh及以上調(diào)峰0.4元/kWh16序號(hào)省份政策文件新能源+儲(chǔ)能1北京北京市電力需求側(cè)管理試點(diǎn)工作財(cái)政獎(jiǎng)勵(lì)資金管理辦法對(duì)通過(guò)主動(dòng)需求響應(yīng)臨時(shí)性減少的高峰電力負(fù)荷項(xiàng)目，按照響應(yīng)時(shí)間(24小時(shí)、4小時(shí)、30分鐘)簽訂合同，獎(jiǎng)勵(lì)標(biāo)準(zhǔn)分為三檔，分別為：80元/千瓦、100元/千瓦、120元/千瓦。2天津關(guān)于開展2021年度電力需求響應(yīng)工作的通知填谷：固定補(bǔ)貼1.2元/kWh，競(jìng)價(jià)補(bǔ)貼1.2-2元/kWh；削峰以實(shí)施細(xì)則為準(zhǔn)。3江蘇關(guān)于開展春節(jié)期間電力需求響應(yīng)工作的通知采用競(jìng)價(jià)模式。0:00-8:00時(shí)段響應(yīng)激勵(lì)標(biāo)準(zhǔn)為5元/千瓦，11:00-17:00時(shí)段響應(yīng)激勵(lì)標(biāo)準(zhǔn)為8元/千瓦。4浙江關(guān)于開展2021年度電力需求響應(yīng)工作的通知容量補(bǔ)貼（0.25～1元/千瓦）+電量補(bǔ)貼（4元/千萬(wàn)時(shí)）5廣東關(guān)于開展市場(chǎng)化需求響應(yīng)系統(tǒng)公測(cè)和結(jié)算試運(yùn)行工作的通知中標(biāo)出清價(jià)格4.5元/kWh。6湖南關(guān)于做好2021年迎峰度夏有序用電和需求響應(yīng)有關(guān)工作的通知需求響應(yīng)補(bǔ)償價(jià)格不高于2元/kWh。7湖北湖北電力需求響應(yīng)實(shí)施方案（試行）響應(yīng)補(bǔ)貼最高為20元/kW·次8陜西2021年陜西省電力需求響應(yīng)工作方案緊急性削峰需求響應(yīng)補(bǔ)貼最高35元/kW·次，經(jīng)濟(jì)性非居民需求響應(yīng)補(bǔ)貼最高15元/kW·次，經(jīng)濟(jì)性居民需求響應(yīng)補(bǔ)貼最高8元/kW·次4.

電力需求側(cè)響應(yīng)政策175.

儲(chǔ)能補(bǔ)貼政策序號(hào)省份政策文件新能源+儲(chǔ)能1青海關(guān)于印發(fā)支持儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施（試行）的通知對(duì)“新能源+儲(chǔ)能”、“水電+新能源+儲(chǔ)能”項(xiàng)目中自發(fā)自儲(chǔ)設(shè)施所發(fā)售的省內(nèi)電網(wǎng)電量，給予每千瓦時(shí)0.10元運(yùn)營(yíng)補(bǔ)貼(經(jīng)省工業(yè)和信息化廳認(rèn)定使用本省產(chǎn)儲(chǔ)能電池60%以上的項(xiàng)目，在上述補(bǔ)貼基礎(chǔ)上，再增加每千瓦時(shí)0.05元補(bǔ)貼)，保證儲(chǔ)能設(shè)施利用小時(shí)數(shù)不低于540小時(shí)。2陜西（西安）VG

VTY

V6B4B6Y65

XA于進(jìn)一步促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的意見(jiàn)對(duì)2021年1月1日至2023年12月31日期間建成運(yùn)行的光伏儲(chǔ)能系統(tǒng)，自項(xiàng)目投運(yùn)次月起對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)按實(shí)際充電量給予投資人1元/千瓦時(shí)補(bǔ)貼，同一項(xiàng)目年度補(bǔ)貼最高不超過(guò)50萬(wàn)元。3安徽（合肥）關(guān)于進(jìn)一步促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的意見(jiàn)對(duì)本政策發(fā)布后并網(wǎng)運(yùn)行的光伏儲(chǔ)能系統(tǒng)，項(xiàng)目中組件、儲(chǔ)能電池、逆變器，采用工信部相關(guān)行業(yè)規(guī)范條件公告企業(yè)產(chǎn)品或《合肥市推薦應(yīng)用光伏產(chǎn)品導(dǎo)向目錄》推薦產(chǎn)品的，自項(xiàng)目并網(wǎng)次月起給予儲(chǔ)能系統(tǒng)充電量1元/千瓦時(shí)補(bǔ)貼，同一項(xiàng)目年度最高補(bǔ)貼100萬(wàn)元。且企業(yè)投資金額1000萬(wàn)元以上的能源互聯(lián)網(wǎng)或微電網(wǎng)創(chuàng)新示范項(xiàng)目（光伏發(fā)電占比不低于10%），給予設(shè)備投資額10%的一次性補(bǔ)貼，同一項(xiàng)目最高不超過(guò)150萬(wàn)元。4江蘇（蘇州工業(yè)園）蘇州工業(yè)園區(qū)綠色發(fā)展專項(xiàng)引導(dǎo)資金管理辦法針對(duì)在園區(qū)備案實(shí)施、且已并網(wǎng)投運(yùn)的分布式燃機(jī)項(xiàng)目、儲(chǔ)能項(xiàng)目，自項(xiàng)目投運(yùn)后按發(fā)電量（放電量）補(bǔ)貼3年，補(bǔ)貼業(yè)主單位0.3元每千瓦時(shí)。18三、儲(chǔ)能價(jià)值體系分析19電力用戶應(yīng)用電網(wǎng)公司應(yīng)用發(fā)電集團(tuán)應(yīng)用電能管理延緩電力設(shè)施投資電力市場(chǎng)（包括電能市場(chǎng)、容量市場(chǎng)以及輔助服務(wù)市場(chǎng)）儲(chǔ)能應(yīng)用實(shí)現(xiàn)的價(jià)值提高可靠性、減少電費(fèi)支出間接提高輸配電設(shè)備的輸電能力、提高電力基礎(chǔ)設(shè)施的利用率發(fā)電集團(tuán)可以向電網(wǎng)提供電能、機(jī)組備用容量以及輔助服務(wù)電力用戶1提高電能質(zhì)量電力用戶電力用戶2提高可靠性電力用戶電力用戶3減少電費(fèi)支出電力用戶4減少容量費(fèi)用(分步制電價(jià)容量部分費(fèi)用)電力用戶配網(wǎng)5電壓支持（暫態(tài)運(yùn)行）電網(wǎng)公司電網(wǎng)公司6延緩配電網(wǎng)升級(jí)電網(wǎng)公司電網(wǎng)公司7提高可靠性（降低停電概率或停電時(shí)間）電網(wǎng)公司8減少配網(wǎng)線損電網(wǎng)公司電網(wǎng)公司輸電網(wǎng)9減少電力阻塞的概率電網(wǎng)公司電網(wǎng)公司10延緩輸電線路擴(kuò)容投資電網(wǎng)公司電網(wǎng)公司電網(wǎng)公司11降低風(fēng)電送出線路容量（或提高輸變電設(shè)備的利用率）電網(wǎng)公司1.

儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)中的價(jià)值體系資料：EPRI20電力用戶應(yīng)用電網(wǎng)公司應(yīng)用發(fā)電集團(tuán)應(yīng)用電能管理延緩電力設(shè)施投資電力市場(chǎng)（包括電能市場(chǎng)、容量市場(chǎng)以及輔助服務(wù)市場(chǎng)）儲(chǔ)能應(yīng)用實(shí)現(xiàn)的價(jià)值提高可靠性、減少電費(fèi)支出間接提高輸配電設(shè)備的輸電能力、提高電力基礎(chǔ)設(shè)施的利用率發(fā)電集團(tuán)可以向電網(wǎng)提供電能、機(jī)組備用容量以及輔助服務(wù)安全運(yùn)行與可再生能源接入12延緩尖峰機(jī)組的投資發(fā)電集團(tuán)發(fā)電集團(tuán)13向電力系統(tǒng)提供備用容量電網(wǎng)公司電網(wǎng)公司電網(wǎng)公司/發(fā)電集團(tuán)14可再生能源接入（平滑輸出）電網(wǎng)公司/發(fā)電集團(tuán)電網(wǎng)公司/發(fā)電集團(tuán)15可再生能源接入（每日的削峰填谷）電網(wǎng)公司/發(fā)電集團(tuán)電網(wǎng)公司/發(fā)電集團(tuán)發(fā)電端16調(diào)頻電網(wǎng)公司電網(wǎng)公司發(fā)電集團(tuán)17備用機(jī)組（熱備用、冷啟動(dòng)、維修備用）電網(wǎng)公司電網(wǎng)公司發(fā)電集團(tuán)18調(diào)峰電網(wǎng)公司發(fā)電集團(tuán)19黑啟動(dòng)電網(wǎng)公司發(fā)電集團(tuán)20削峰填谷（低買高賣）發(fā)電集團(tuán)1.

儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)中的價(jià)值體系資料：EPRI212.

儲(chǔ)能價(jià)值應(yīng)用分析研究222.

儲(chǔ)能價(jià)值應(yīng)用分析研究232.

儲(chǔ)能價(jià)值應(yīng)用分析研究242.

儲(chǔ)能價(jià)值應(yīng)用分析研究252.

儲(chǔ)能價(jià)值應(yīng)用分析研究262.

儲(chǔ)能價(jià)值應(yīng)用分析研究27儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)不同環(huán)節(jié)并網(wǎng)將會(huì)產(chǎn)生不同的電力系統(tǒng)應(yīng)用價(jià)值。美國(guó)洛基山研究所就對(duì)儲(chǔ)能設(shè)備運(yùn)行在系統(tǒng)側(cè)，配電側(cè)以及用戶側(cè)并網(wǎng)的價(jià)值進(jìn)行了對(duì)比。儲(chǔ)能設(shè)備應(yīng)用于不同并網(wǎng)點(diǎn)應(yīng)用價(jià)值差異如圖所示。3.

儲(chǔ)能價(jià)值體系分析我國(guó)總體輔助服務(wù)價(jià)格的占比相對(duì)國(guó)外電力市場(chǎng)化的國(guó)家整體偏低，

如：2019

年上半年，電力輔助服務(wù)市場(chǎng)補(bǔ)償費(fèi)用共130.31億元，占上網(wǎng)電費(fèi)總額的

1.47%。儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)及輔助服務(wù)不同環(huán)節(jié)，會(huì)產(chǎn)生不同的應(yīng)用價(jià)值。儲(chǔ)能系統(tǒng)的價(jià)值主要有以下應(yīng)用：

容量?jī)r(jià)值、功率價(jià)值、備用價(jià)值，如峰谷套利、基本容量、輔助服務(wù)（調(diào)峰、調(diào)頻、黑啟動(dòng)）、需求側(cè)響應(yīng)、電能質(zhì)量治理（電壓暫降）、備用容量等280302520151050206080放電功率（MW）40放電時(shí)間（小時(shí)）應(yīng)用類型1應(yīng)用類型2應(yīng)用類型3應(yīng)用優(yōu)先順序決定了不同種類應(yīng)用價(jià)值疊加過(guò)程中的優(yōu)先級(jí)，當(dāng)某種應(yīng)用的優(yōu)先級(jí)較高時(shí)，其應(yīng)用價(jià)值也將優(yōu)先考慮。將各種應(yīng)用按照放電頻率和放電時(shí)間分為三種類型，其放電特性分別如圖所示：類型1：規(guī)律性放電并且與電網(wǎng)高峰負(fù)荷時(shí)間高度吻合類應(yīng)用，包括能量時(shí)移、容量機(jī)組、負(fù)荷跟蹤、延緩輸電設(shè)備擴(kuò)容、用戶分時(shí)電價(jià)管理、用戶容量電費(fèi)管理。類型2：隨機(jī)頻繁放電類應(yīng)用，具體包括系統(tǒng)調(diào)頻服務(wù)、輸配電無(wú)功支持，以及提升用戶供電質(zhì)量。類型3：隨機(jī)偶爾放電類應(yīng)用，具體包括系統(tǒng)備用容量、緩解輸配電線路擁堵，以及提升供電可靠性。4.

儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)兼容性2930當(dāng)兩個(gè)細(xì)分領(lǐng)域應(yīng)用不屬于同種應(yīng)用類型時(shí)，優(yōu)先順序較低的應(yīng)用只能出現(xiàn)在優(yōu)先順序較高的應(yīng)用完成后的剩余時(shí)間中，其價(jià)值系數(shù)也往往等于剩余可用時(shí)間的比重，即若某優(yōu)先級(jí)應(yīng)用的調(diào)用事件占全天時(shí)間的10%，則次級(jí)應(yīng)用的價(jià)值疊加系數(shù)為90%。應(yīng)用剩余時(shí)間百分率0102030405060708090100系統(tǒng)備用提高供電可靠性提高供電質(zhì)量調(diào)頻服務(wù)能量時(shí)移容量機(jī)組負(fù)荷跟蹤剩余可用時(shí)間（%）應(yīng)用類型4.

儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)兼容性31根據(jù)儲(chǔ)能應(yīng)用分析結(jié)果，將8種典型含多儲(chǔ)能形式的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)應(yīng)用的兼容性情況整理成表，其中綠色部分代表具有較高兼容性，藍(lán)色代表兼容性較低，黃色代表兼容性介于綠色和藍(lán)色之間。各類不同應(yīng)用兼容性關(guān)系4.

儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)兼容性四、儲(chǔ)能價(jià)值計(jì)算案例32案例1——新能源AGC儲(chǔ)能配置華中區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運(yùn)行管理實(shí)施細(xì)則西北區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運(yùn)行管理實(shí)施細(xì)則33案例1——新能源AGC儲(chǔ)能配置出力波動(dòng)（MW）0～55～1010～2020～30＞30概率80.8%10.6%6.0%2.0%0.6%出力波動(dòng)（MW）0～55～1010～2020～30＞30概率92.4%5.2%2.1%0.3%0.0%西北某100MW光伏電站全年逐10min出力數(shù)據(jù)分析配置儲(chǔ)能前配置儲(chǔ)能后儲(chǔ)能出力（MW）0～55～1010～1515～20＞20概率97.6%2.05%0.3%0.05%0.0%儲(chǔ)能容量（MWh）0～55～1010～1515～20＞20概率92.4%7.6%0.0%0.0%0.0%配置儲(chǔ)能前配置儲(chǔ)能后對(duì)于該100MW光伏電站出力波動(dòng)，10MW儲(chǔ)能功率可滿足99.65%概率下光伏電站出力波動(dòng)滿足考核，10MWh儲(chǔ)能電量可滿足100%概率下光伏電站出力波動(dòng)滿足考核，該光伏電站儲(chǔ)能配置比例10%，1h即可。34案例2——新能源棄電儲(chǔ)能配置儲(chǔ)能配置10/10西北某100MW光伏電站未配置儲(chǔ)能棄電率5.14%，保障收購(gòu)1500h光伏裝機(jī)（MW）配置儲(chǔ)能（MW/MWh）配置儲(chǔ)能后棄電率儲(chǔ)能投資（萬(wàn)元）實(shí)發(fā)電量（萬(wàn)kWh）總投資（萬(wàn)元）資本金收益率1000/05.14%0202324200010.22%10010/103.99%160020446436009.52%10010/203.07%280020615448009.09%10010/302.27%400020763460008.63%儲(chǔ)能配置10/20儲(chǔ)能配置10/3035案例3——電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能配置10.90.80.70.60.50.40.30.20.101點(diǎn)2點(diǎn)3點(diǎn)4點(diǎn)5點(diǎn)6點(diǎn)7點(diǎn)8點(diǎn)9點(diǎn)10點(diǎn)11點(diǎn)12點(diǎn)13點(diǎn)14點(diǎn)15點(diǎn)16點(diǎn)17點(diǎn)18點(diǎn)19點(diǎn)20點(diǎn)21點(diǎn)22點(diǎn)23點(diǎn)24點(diǎn)負(fù)荷曲線抽蓄電站水電氣電區(qū)外電+煤電強(qiáng)迫出力煤電煤電調(diào)峰區(qū)儲(chǔ)能調(diào)峰區(qū)36案例3——電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能配置37案例3——電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能配置新能源規(guī)模占負(fù)荷比例1.01.52.02.53.03.54.0負(fù)荷（MW）100100100100100100100全風(fēng)電100%409014019024029034.095%10458011515018522.0電網(wǎng)配置主變（MVA）180180180240（180）240（180）2×180（240）2×180（240）儲(chǔ)能（MW）---（10）（90）（50）（100）全光伏100%0408012016020024095%-20104070100130160電網(wǎng)配置主變（MVA）180180180180180240（180）240（180）儲(chǔ)能（MW）-----（20）（60）風(fēng)光1：1100%-8296510113817421095%-24-1265278105131電網(wǎng)配置主變（MVA）180180180180180180240（180）儲(chǔ)能（MW）------（30）38某220kV變電站供區(qū)最大外送功率分析1.201.000.800.600.400.200.001

3

5

7

9

11

13

15

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21

23連續(xù)生產(chǎn)型1.201.000.800.600.400.200.001

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23商業(yè)服務(wù)型1.201.000.800.600.400.200.001 3 5 7 9

11

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23公共服務(wù)型1.201.000.800.600.400.200.001 3 5 7 9

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23居住型1.201.000.800.600.400.200.001 3 5 7 9

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23日常工作型案例4——用戶側(cè)儲(chǔ)能配置以下哪種用戶負(fù)荷特性具備儲(chǔ)能配置必要性？以下哪種用戶負(fù)荷特性具備儲(chǔ)能配置經(jīng)濟(jì)性？39案例4——用戶側(cè)儲(chǔ)能配置123456789 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24連續(xù)生產(chǎn)型最大值

平均值最小值儲(chǔ)能功率是否選擇為“max[(最大值-平均值)，（平均值-最小值）]”？?jī)?chǔ)能運(yùn)行方式是否將用戶負(fù)荷特性進(jìn)行拉平？40案例4——用戶側(cè)儲(chǔ)能配置用電分類電度電價(jià)（元/千瓦時(shí)）容（需）量電價(jià)不滿1千伏1-10千伏35千伏（20千伏）110千伏220千伏最大需量（元/千瓦·月）變壓器容量（元/千瓦·月）工商業(yè)及其他用電單一制0.69070.67070.65073825兩部制0.60670.58690.56880.5498湖北省2021年電價(jià)政策0:00411:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:00

23:00分時(shí)電價(jià)曲線050010001500200025000:001:00 2:00 3:00 4:005:006:00 7:008:00 9:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:00

23:00案例4——用戶側(cè)儲(chǔ)能配置變壓器容量2500MVA最大值2416MW平均值1882MW谷段平段峰段平段尖段

平段

谷段某用戶案例42案例4——用戶側(cè)儲(chǔ)能配置-300-200-10001002003004005000500100015002000250030000:001:002:003:00

4:005:006:007:00

8:009:00

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23:00儲(chǔ)能運(yùn)行曲線 優(yōu)化曲線 原始負(fù)荷曲線變壓器容量2500MVA最大值2416MW最大值2000MW谷段平段峰段平段尖段

平段

谷段降容目標(biāo)43-500-400-300-200-1000100200300050010001500200025000:001:00 2:00 3:00 4:005:006:00 7:00 8:00 9:00

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23:00原始負(fù)荷曲線 優(yōu)化曲線 儲(chǔ)能運(yùn)行曲線案例4——用戶側(cè)儲(chǔ)能配置500變壓器容量4002500MVA最大值2416MW谷段平段峰段平段尖段

平段

谷段調(diào)峰目標(biāo)44案例4——用戶側(cè)儲(chǔ)能配置時(shí)段降容目標(biāo)調(diào)峰目標(biāo)充放電功率收益一充一放一充一放收益兩充兩放兩充兩放收益0:00kW元kW元kW元1:00-69-23.48-100-34.14-100-34.142:00-160-54.58-100-34.14-100-34.143:00-256-87.27-100-34.14-100-34.144:00-160-54.53-100-34.14-100-34.145:00-157-53.59-100-34.14-100-34.146:00-100-34.14-100-34.147:00容量配置：450kW/900kWh-100-34.14-100-34.148:009:0010:0010969.52134108.5411:005635.89134108.5412:00134108.5413:00134108.5414:00134108.5415:00134108.5416:0018882.6117:00416182.3418:0019:00-400-263.2220:003113.59-400-263.2221:00400389.40400389.4022:00400389.40400389.4023:00日調(diào)峰收益（元）110506630年調(diào)峰收益（元）38672176996220668降容收益（元）15000000合計(jì)收益（元）18867217699622066845XX企業(yè)典型負(fù)荷日曲線圖1儲(chǔ)能控制主要在超過(guò)負(fù)荷曲線設(shè)定閾值時(shí)啟動(dòng)電池系統(tǒng)放電，其負(fù)荷谷段充電峰段放電主要用于削減用戶的負(fù)荷需量最大值，在電價(jià)峰值放電谷價(jià)時(shí)段充電是為體現(xiàn)儲(chǔ)能電池的峰谷套利效益。負(fù)荷值大于1800kW時(shí)啟動(dòng)BMS放電、并投入PCS系統(tǒng)參與用戶與電力系統(tǒng)的負(fù)荷平衡，以削減用戶對(duì)電力系統(tǒng)的最大負(fù)荷需求負(fù)荷低于1800kW時(shí)控制儲(chǔ)能系統(tǒng)停止放電、并根據(jù)采集的儲(chǔ)能電池當(dāng)前放電深度、余量電量、當(dāng)前時(shí)段系統(tǒng)電價(jià)等信息，控制儲(chǔ)能系統(tǒng)是否進(jìn)行充電。案例5——用戶側(cè)側(cè)儲(chǔ)能價(jià)值體系計(jì)算一充兩放、兩充兩放儲(chǔ)能充放電控制時(shí)段曲線46湖北分時(shí)電價(jià)時(shí)段曲線

2021年執(zhí)行峰谷電價(jià)尖峰、高峰、谷、平各時(shí)段劃分尖峰時(shí)段：20:00～22:00（共2小時(shí)）；高峰時(shí)段：09：00～15:00（共6小時(shí)）；平段：07：00～09:00、15:00～20:00、22:00～23:00（共8小時(shí)）；低谷時(shí)段：23：00～次日07:00（共8小時(shí)）。峰谷分時(shí)電價(jià)價(jià)差基礎(chǔ)電價(jià)：同期湖北省電網(wǎng)銷售電價(jià)表所列電度電價(jià)，扣除政府性基金及附加，作為峰谷分時(shí)電價(jià)計(jì)算的基礎(chǔ)電價(jià)。平段電價(jià)=基礎(chǔ)電價(jià)+政府性基金及附加。尖峰電價(jià)=基礎(chǔ)電價(jià)×180%+政府性基金及附加。高峰電價(jià)=基礎(chǔ)電價(jià)×149%+政府性基金及附加。低谷電價(jià)=基礎(chǔ)電價(jià)×48%+政府性基金及附加。1.210.80.60.40.201 2 3 4 5 6 7 8 9

10

11

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24銷售電價(jià)上網(wǎng)電價(jià)案例5——用戶側(cè)側(cè)儲(chǔ)能價(jià)值體系計(jì)算47負(fù)荷需求目標(biāo)：控制值2100kVA

容量配置：500kW/2000kWh綜合效率：85%DOD：90%2020年電價(jià)典型日負(fù)荷平均負(fù)荷差值 充放電功率

2020年收益

2021年電價(jià) 充放電功率

2021年收益整點(diǎn)時(shí)刻10kV 分時(shí)kWkWkWkW 元

10kV 分時(shí)

kW 元0:000.326896 低谷1931188250-169-59.84 0.31472 低谷-169-57.611:000.326896 低谷18401882-42-260-92.150.31472 低谷-2602:000.326896 低谷17441882-137-356-126.110.31472 低谷-356-88.72-121.413:000.326896 低谷18401882-41-260-92.100.31472 低谷-2604:000.326896 低谷16631882-219-437-155.110.31472 低谷-437-88.67-149.335:000.326896 低谷188718826-213-75.430.31472 低谷-2136:000.326896 低谷16831882-198-217-76.820.31472 低谷-307-72.62-104.687:000.326896 低谷18021882-80-86-30.650.6067平段0.008:000.6117 平段18601882-210.6067平段0.009:000.6117 平段2109188222700.000.881835高峰409391.3110:001.04986 高峰20561882175500484.280.881835高峰356340.8211:001.04986 高峰16701882-212500483.650.881835高峰270257.9412:000.6117 平段188418822-216-143.500.881835高峰384367.0113:000.6117 平段18731882-9-227-150.770.881835高峰323308.7114:000.6117 平段17531882-128-347-229.960.881835高峰258247.1615:000.6117 平段2188188230700.000.6067平段00.0016:000.6117 平段2416188253400.000.6067平段00.0017:000.6117 平段17881882-93-212-140.430.6067平段-41018:001.04986 高峰16811882-201500483.750.6067平段-41919:001.04986 高峰20311882149500483.960.6067平段-169-269.57-275.87-111.2120:001.04986 高峰18261882-56500483.481.0559尖峰500572.0721:001.04986 高峰19881882106500483.511.0559尖峰500572.1022:000.6117 平段17771882-1050.6067平段0.0023:000.6117 平段18701882-120.31472 低谷0.002416最大負(fù)荷5341,5301,7171663最小負(fù)荷-219日調(diào)峰收益年調(diào)峰收益6011061882平均負(fù)荷0降容收益535418100800900002500變壓器容量合計(jì)收益636218691106僅峰谷套利僅峰谷套利案例5——用戶側(cè)側(cè)儲(chǔ)能價(jià)值體系計(jì)算482020年電價(jià)調(diào)峰目標(biāo)

容量配置：2021年電價(jià)調(diào)峰目標(biāo)

容量配置：450kW/900kWh綜合效率：85%DOD：90%450kW/900kWh

綜合效率：85%DOD：90%一充兩放 一充兩放收益 兩充兩放 兩充兩放收益 一充一放一充一放收益兩充兩放兩充兩放收益kW 元

kW 元

kW元kW元-34.14-34.14-34.14-100-100-100-100-34.14-100-34.14-100-34.14-100-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46-100-100-100-100-100-100-100-34.14-34.14-34.14-34.14-34.14-34.14-34.14-100-100-100-100-100-100-100-34.14-100-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46-35.46-100-100-100-100-100-100-100-100-35.46108.54400387.17108.54134134129.22129.22400387.17108.54108.54108.54-132.70-132.70-132.70134134134134134134108.54-200-200-200-200-132.70-263.22-400-400-263.22400389.40134134134134129.22129.22129.22129.22200200200200193.58193.58193.58193.58400400389.40389.40400389.40-100-34.14-100-34.144927345066301720782569831769962206680001720782569831769960220668案例5——用戶側(cè)側(cè)儲(chǔ)能價(jià)值體系計(jì)算49方案一效益分類名稱數(shù)值峰谷套利電池容量（kVA）2000峰谷轉(zhuǎn)移電量（萬(wàn)kWh）100充放損失電量（萬(wàn)kWh）15峰值電價(jià)（元/kWh）0.98586谷段電價(jià)（元/kWh）0.2629電價(jià)差（元/kWh）0.72296年收益（萬(wàn)元/年）68.35

容量?jī)r(jià)值配變?nèi)萘浚╧VA）2500最大需量（kW）2416全年需量（kW）1300儲(chǔ)能PCS容量（kVA）500按需量（元/kVA月）42按容量（元/kVA月）28容量繳納（萬(wàn)元）84需量繳納（萬(wàn)元）65.52容量電費(fèi)節(jié)?。ㄈf(wàn)元/年）18.48電能質(zhì)量閃變閃變頻次（次/年）3事故損失（萬(wàn)元/次）5諧波（萬(wàn)元/次）0三相不平衡（萬(wàn)元/次）0事故止損收益（萬(wàn)元/年）15備用電源系統(tǒng)備用（次）0黑啟動(dòng)（次）0備用收益（萬(wàn)元/年）0稅后年收益（萬(wàn)元）101.83靜態(tài)投資（萬(wàn)元）370.00動(dòng)態(tài)投資（萬(wàn)元）381.1效益分類名稱數(shù)值峰谷套利電池容量（kVA）2000120峰谷轉(zhuǎn)移電量（萬(wàn)kWh）充放損失電量（萬(wàn)kWh）尖峰電價(jià)（元/kWh）181.04986高峰電價(jià)（元/kWh）谷段電價(jià)（元/kWh）0.8800730.326896電價(jià)差（元/kWh）0.595624年收益（萬(wàn)元/年）65.59容量?jī)r(jià)值配變?nèi)萘浚╧VA）2500最大需量（kW）2416全年需量（kW）儲(chǔ)能PCS容量（kVA）130050038按需量（元/kVA月）按容量（元/kVA月）25容量繳納（萬(wàn)元）需量繳納（萬(wàn)元）容量電費(fèi)節(jié)?。ㄈf(wàn)元/年）7559.2815.72電能質(zhì)量閃變閃變頻次（次/年）3事故損失（萬(wàn)元/次）5諧波（萬(wàn)元/次）0三相不平衡（萬(wàn)元/次）0事故止損收益（萬(wàn)元/年）15備用電源系統(tǒng)備用（次）0黑啟動(dòng)（次）0備用收益（萬(wàn)元/年）0稅后年收益（萬(wàn)元）96.31靜態(tài)投資（萬(wàn)元）370.00動(dòng)態(tài)投資（萬(wàn)元）381.1方案二年運(yùn)行維護(hù)費(fèi)（萬(wàn)元） 2投資回收期（年） 3.82兩充兩放儲(chǔ)能系統(tǒng)500kW/2000kWh，2020年電價(jià)及分時(shí)政策，考查儲(chǔ)能項(xiàng)目2020年基準(zhǔn)收益情況。年運(yùn)行維護(hù)費(fèi)（萬(wàn)元） 2投資回收期（年） 4.04

兩充兩放儲(chǔ)能系統(tǒng)500kW/2000kWh，2021年電價(jià)及分時(shí)政策，考查儲(chǔ)能項(xiàng)目2021年基準(zhǔn)收益情況。案例5——用戶側(cè)側(cè)儲(chǔ)能價(jià)值體系計(jì)算50方案三方案四效益分類名稱數(shù)值峰谷套利電池容量（kVA）3600108峰谷轉(zhuǎn)移電量（萬(wàn)kWh）充放損失電量（萬(wàn)kWh）16.2尖峰電價(jià)（元/kWh）1.04986高峰電價(jià)（元/kWh）谷段電價(jià)（元/kWh）0.8800730.326896電價(jià)差（元/kWh）0.595624年收益（萬(wàn)元/年）59.03

容量?jī)r(jià)值配變?nèi)萘浚╧VA）2500最大需量（kW）2416全年需量（kW）儲(chǔ)能PCS容量（kVA）120060038按需量（元/kVA月）按容量（元/kVA月）25容量繳納（萬(wàn)元）75需量繳納（萬(wàn)元）容量電費(fèi)節(jié)?。ㄈf(wàn)元/年）54.7220.28電能質(zhì)量閃變閃變頻次（次/年）3事故損失（萬(wàn)元/次）5諧波（萬(wàn)元/次）0三相不平衡（萬(wàn)元/次）0事故止損收益（萬(wàn)元/年）15備用電源系統(tǒng)備用（次）0黑啟動(dòng)（次）備用收益（萬(wàn)元/年）