儲能行業(yè)市場前景及投資研究報告-安徽新型儲能發(fā)展概況-培訓(xùn)課件

安徽新型儲能發(fā)展概況及展望目

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02/安徽電力概況安徽儲能政策03/

04/安徽儲能發(fā)展現(xiàn)狀安徽儲能發(fā)展展望一、安徽電力概況n

安徽省位于華東地區(qū)腹地，東連江蘇省、浙江省，西接湖北省、河南省，南鄰江西省，北依山東省，常住人口約5988萬?；春油畋眓

安徽境內(nèi)地形多樣，河湖交錯，地跨長江、淮河、新安江三大水系，習(xí)慣上根據(jù)淮河和長江由北向南分為皖北、皖中和皖南，三個區(qū)域地形、文化、經(jīng)濟等差異較大。長江皖中n

京九、京滬鐵路兩大干線貫穿安徽南北，水陸交通發(fā)達，礦產(chǎn)繁多，資源豐富，煤炭儲量約246.8億噸，適宜建設(shè)大型坑口發(fā)電廠，為全國經(jīng)濟最活躍的長三角地區(qū)的延伸。皖南一、安徽電力概況電網(wǎng)規(guī)模安徽電網(wǎng)是華東電網(wǎng)的重要組成部分，同時承擔(dān)著向華東電網(wǎng)送電的重要任務(wù)，其供電范圍包括全省16個地市，省內(nèi)電網(wǎng)習(xí)慣上按地理位置大致依淮河、長江自北向南分皖北、皖中和皖南電網(wǎng)，三片電網(wǎng)通過500kV主干線路和若干條220kV主干線路相聯(lián)。皖北電網(wǎng)皖中電網(wǎng)皖南電網(wǎng)一、安徽電力概況電源規(guī)模2023年底安徽省全社會裝機容量達10817.2萬千瓦，其中火電裝機6070.9萬千瓦；水電623.6萬千瓦(含抽蓄)；光伏發(fā)電3223.0萬千瓦；風(fēng)電裝機721.9萬千瓦；新型儲能177.7萬千瓦。皖北電網(wǎng)皖中電網(wǎng)皖南電網(wǎng)一、安徽電力概況負(fù)荷情況2023年安徽電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)最大負(fù)荷6200萬千瓦，與上年度基本持平；全社會用電量3214億千瓦時，同比增長7.38%。皖北電網(wǎng)皖中電網(wǎng)皖南電網(wǎng)一、安徽電力概況電力主要特點l

北電南送格局安徽省的水能資源較少，兩淮煤炭資源較豐富，故全省電源結(jié)構(gòu)以火電為主，水電比重小，形成了北電南送的整體格局?；痣姀S主要集中分布在淮南、淮北為中心的兩淮地區(qū)以及長江流域。l

東部電網(wǎng)密集全省地形上呈現(xiàn)西部、南部以山區(qū)為主，北部、東部以平原為主，用電需求也以東向偏南發(fā)展速度較快，東部電網(wǎng)密集程度逐年增加。l

持續(xù)高速發(fā)展的潛力較大相對華東其它省市，安徽電網(wǎng)人均用電量、人均負(fù)荷、負(fù)荷密度均較低，目前處于電網(wǎng)快速發(fā)展階段，且長時間持續(xù)高速發(fā)展的潛力較大。l

有相對集中的負(fù)荷中心隨著中部崛起戰(zhàn)略推進，安徽經(jīng)濟社會發(fā)展仍呈現(xiàn)高速增長態(tài)勢，在“十四五”期間將圍繞合肥經(jīng)濟圈和皖江城市帶形成產(chǎn)業(yè)集群，電力需求方面形成了相對集中的負(fù)荷中心。目

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02/安徽儲能政策安徽電力概況03/

04/安徽儲能發(fā)展現(xiàn)狀安徽儲能發(fā)展展望二、安徽儲能政策并網(wǎng)點在常規(guī)電廠、風(fēng)電場、光伏電站等電源廠站內(nèi)部的儲能系統(tǒng)并網(wǎng)點在公共電網(wǎng)的儲能系統(tǒng)，包括電網(wǎng)替代型儲能用戶建設(shè)，并網(wǎng)點在用戶內(nèi)部場地或臨近位置的儲能系統(tǒng)二、安徽儲能政策新型儲能發(fā)展規(guī)劃n

“十四五”期間，新型儲能設(shè)施發(fā)展以電化學(xué)儲能為主，積極推動新能源制氫、壓縮空氣、機械飛輪等新型儲能技術(shù)研究和應(yīng)用，探索共享儲能等新模式、新業(yè)態(tài)。n

到

2025

年，實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā)展轉(zhuǎn)變，全省新型儲能裝機規(guī)模達到300萬千瓦以上。n

對安徽省各地市儲能發(fā)展規(guī)模及接入點進行規(guī)劃布局。n

列舉安徽省在建及擬建儲能項目清單。二、安徽儲能政策新能源+儲能機制n

《安徽省能源局關(guān)于開展2023年風(fēng)電和光伏發(fā)電項目建設(shè)規(guī)模競爭性配置工作的通知》皖能源新能[2023]49號。n

承諾按相應(yīng)比例配置電化學(xué)儲能，可通過自建、合建共享或者購買服務(wù)等市場化方式，鼓勵優(yōu)先建設(shè)獨立電化學(xué)儲能電站。n

光伏規(guī)模250萬千瓦，風(fēng)電規(guī)模150萬千瓦，參考以往承諾配儲比例，本次競爭性配置儲能建設(shè)規(guī)模不低于1.65GWh。二、安徽儲能政策調(diào)峰輔助服務(wù)2018年8月2020年11月《安徽省電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運營規(guī)則》

華東能監(jiān)局印發(fā)安徽調(diào)峰及兩個細(xì)則（華東監(jiān)能市場[2020]146、147）（試行），2019年10試運行2019年12月《華東區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實施細(xì)則》，《華東區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細(xì)則》二、安徽儲能政策調(diào)峰輔助服務(wù)n

電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場:主要包括深度調(diào)峰交易、應(yīng)急停機調(diào)峰交易和電儲能調(diào)峰交易。n

電儲能調(diào)峰:是指蓄電設(shè)施在電網(wǎng)調(diào)峰能力不足時段，根據(jù)調(diào)度指令減少放電功率或者增加充電功率，提供的輔助服務(wù)。n

電儲能既可在電源側(cè)，也可在負(fù)荷側(cè)，或者是公用電儲能。n

深度調(diào)峰調(diào)用時，電儲能與燃煤火電機組同臺競爭，相同報價是優(yōu)先調(diào)用燃煤火電機組。二、安徽儲能政策調(diào)峰輔助服務(wù)n

各地統(tǒng)籌調(diào)峰需求、調(diào)節(jié)資源成本和新能源消納等因素，按照新能源項目消納成本不高于發(fā)電價值的原則，合理確定調(diào)峰服務(wù)價格上限，調(diào)峰服務(wù)價格上限原則上不高于當(dāng)?shù)仄絻r新能源項目的上網(wǎng)電價。n

安

徽

省

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網(wǎng)

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價0.3844元/kWh，即原則上調(diào)峰服務(wù)價格上限不高于0.3844元/kWh。二、安徽儲能政策調(diào)頻輔助服務(wù)2018年8月2020年11月《安徽省電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運營

華東能監(jiān)局印發(fā)安徽調(diào)峰及兩個細(xì)則規(guī)則》（試行），2019年10試運行

（華東監(jiān)能市場[2020]146、147）2019年12月2023年2月《華東區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實施細(xì)則》，

華東能監(jiān)局印發(fā)安徽調(diào)頻輔助服務(wù)《華東區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細(xì)則》

市場模擬運行的通知二、安徽儲能政策調(diào)頻輔助服務(wù)適用范圍:安徽電力調(diào)度機構(gòu)調(diào)度管轄范圍內(nèi)并且接入電壓等級在35kV及以上的各類型發(fā)電企業(yè)（含配有儲能裝置的發(fā)電企業(yè)、抽水蓄能電站）、獨立儲能電站、負(fù)荷聚合商（含充電樁運營商等）、虛擬電廠、售電公司、工商業(yè)用戶。n

獨立儲能電站要求10MW以上，持續(xù)放電時間1小時以上。n

提供調(diào)頻服務(wù)的補償費用包括：基本補償費用、調(diào)用補償、現(xiàn)貨調(diào)整補償費用?；菊{(diào)節(jié)費用=AGC、APC投運率×可調(diào)節(jié)容量的乘積×240元/MW；調(diào)用補償費用=調(diào)頻單元的調(diào)頻里程×調(diào)頻單元的里程報價，里程報價范圍為0-6元/MW。n

調(diào)峰、調(diào)頻市場同時下發(fā)指令，優(yōu)先執(zhí)行調(diào)頻指令。二、安徽儲能政策不再承擔(dān)充放電損耗電費n

2023年，安徽電力交易中心發(fā)布了《安徽省新型獨立儲能電站充放電損耗費用補償細(xì)則》（簡稱《細(xì)則》），《細(xì)則》提出，新型獨立儲能電站充放電產(chǎn)生的損耗電量電費可以獲得補償，補償由新能源企業(yè)承擔(dān)。n

2024年，安徽電力交易中心起草了《2024年安徽省新型獨立儲能電站充放電損耗費用補償細(xì)則（征求意見稿）》，相較于現(xiàn)行版《細(xì)則》，限制充放電效率達到80%的新型獨立儲能企業(yè)才能享受充放電損耗補償。二、安徽儲能政策分時電價2022年1月安徽省印發(fā)《關(guān)于完善工商業(yè)峰谷分時電價政策有關(guān)事項的通知》（皖發(fā)改價格[2022]59號），季節(jié)性高峰（每年1月、7月、8月、9月、12月）電價上浮81.3%，其他月份高峰電價上浮71%，低谷電價下浮58.8%，進一步拉大峰谷價差。用電電壓

峰谷價差/元（1、7、

峰谷價差（其等級8、9、12月）余月份）1~10kV0.89320.827535kV0.85820.82320.79510.7626110kV220kV及0.78810.7302以上二、安徽儲能政策分時電價2023年6月，安徽省印發(fā)了《關(guān)于完善迎峰度夏（冬）期間用電峰谷時段劃分等有關(guān)事項的通知》（皖發(fā)改價格函〔2023〕198號），該通知進一步優(yōu)化峰谷分時電價的執(zhí)行時段，并調(diào)整季節(jié)性尖峰電價的溫度觸發(fā)條件。7、8月份以外月份分時電價7、8月份分時電價目

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02/安徽電力概況安徽儲能政策03/

04/安徽儲能發(fā)展現(xiàn)狀安徽儲能發(fā)展展望三、安徽儲能發(fā)展現(xiàn)狀儲能建設(shè)規(guī)模截至2023年底，安徽省建成新型儲能電站46座，總裝機178萬千瓦/298萬千瓦時，技術(shù)路線以鋰電池技術(shù)路線為主，占比達到94%，液流儲能、鉛碳儲能、二氧化碳儲能項目已小規(guī)模應(yīng)用，鈉離子儲能、熔鹽儲能等其它技術(shù)路線的項目已籌備建設(shè)中，新型儲能技術(shù)路線逐漸增多。預(yù)測五年內(nèi)新型儲能穩(wěn)步增長，至2027年裝機規(guī)模達到450萬千瓦。安徽省新型儲能并網(wǎng)項目裝機種類安徽省新型儲能裝機規(guī)模預(yù)測三、安徽儲能發(fā)展現(xiàn)狀獨立儲能電站商業(yè)模式安徽省目前獨立儲能收益主要由以下兩個部分組成：容量租賃費用+調(diào)峰費用0102容量租賃，指將容量指標(biāo)租給新能源調(diào)峰費用，調(diào)峰輔助服務(wù)市場獲利三、安徽儲能發(fā)展現(xiàn)狀用戶側(cè)儲能商業(yè)模式分時電價管理提高供電可靠性0102執(zhí)行分時電價政策的用戶每天不同時段有谷價、平價和峰價三種電價，在電價低時充電，電價高時放電，賺取電價差額。發(fā)生停電故障時，儲能系統(tǒng)能夠?qū)涞碾娔芄┙o給用戶，減少非計劃停電的時長和范圍。減少限電造成的經(jīng)濟損失用戶需求響應(yīng)0304近幾年針對高耗能企業(yè)部分時段下達了限電指標(biāo)，用戶側(cè)儲能可以在非限電期間儲備電能，在限電期間將儲存的電能釋放出來，以此減少限電造成的經(jīng)濟損失。用戶側(cè)儲能為用戶進行負(fù)荷管理提供條件，使電力需求在不同時間段上得到合理分配，從而提高電力系統(tǒng)的使用效率和可靠性，并獲取相應(yīng)激勵和補償。三、安徽儲能發(fā)展現(xiàn)狀電力現(xiàn)貨n

本次試運行持續(xù)一個月，采用電力現(xiàn)貨日前市場。n

9座獨立儲能電站參與電力現(xiàn)貨試運行，可選擇“報量報價”或自調(diào)度方式。n

最大價差約0.4元/kWh。n

“報量報價”收益優(yōu)于“自調(diào)度”。目

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02/安徽電力概況安徽儲能政策03/

04/安徽儲能發(fā)展展望安徽儲能發(fā)展現(xiàn)狀四、安徽儲能發(fā)展展望完善市場機制在電力現(xiàn)貨市場正式運行前，安徽省獨立儲能電站主要依靠容量租賃和參與調(diào)峰輔助服務(wù)獲取收益，收益單一，且這兩種收益具有較大的不確定性。隨著安徽新能源滲透率不斷提高，儲能已經(jīng)成為網(wǎng)源協(xié)調(diào)發(fā)展的重要調(diào)節(jié)資源，為推進安徽新型儲能健康發(fā)展，需完善市場機制，進一步保障投資者收益，主要建議如下：n

明確容量租賃的最短周期為10年n

對于容量未全部租賃出去的儲能電站，未租賃容量給予一定容量補償n

試點儲能示范項目，對入圍項目給予調(diào)用時長保障n

加快建設(shè)調(diào)頻、調(diào)壓和備用等電力市場，使儲能收益多元化四、安徽儲能發(fā)展展望探索多元儲能發(fā)展安徽新型儲能以鋰離子電池為主，難以適應(yīng)將來新型電力系統(tǒng)發(fā)展的需要，需探索多元儲能發(fā)展。鋰（鈉）離子儲能+飛輪可提高調(diào)頻性能，降低鋰（鈉）離子儲能系統(tǒng)壽命衰減速度，大幅提升項目整體收益。鋰（鈉）離子與飛輪、超級電容的最優(yōu)容配比待進一步研究，技術(shù)成熟度待進一步驗證鋰（鈉）離子儲能+超級電容液流電池儲能時間更長，相較于鋰離子儲能，度電成本更低，未來經(jīng)濟性優(yōu)勢明顯。充放電效率待進一步提高，工程