中国储能网讯：3月10-13日，由工业和信息化部节能与综合利用司指导，中国化学与物理电源行业协会主办并联合500余家机构共同支持的第十四届中国国际储能大会暨展览会（简称“CIES”）在杭州国际博览中心召开。
CIES大会以“共建储能生态链，共创储能新发展”为主题，针对储能产业面临的机遇与挑战等重点、热点、难点问题展开充分探讨，分享可持续发展政策机制、资本市场、国际市场、成本疏导、智能化系统集成技术、供应链体系、商业模式、技术标准、示范项目应用案例、新产品以及解决方案的普及和深化应用。
来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的2011余家产业链供应链企业， 53417位线上注册嘉宾将参加本届CIES大会，储能网视频号线上直播11万人参与观看与交流。其中300余家企业集中展示了储能产品，涵盖系统集成、电芯、PCS、BMS、集装箱、消防、检测认证、飞轮储能、液流电池、熔盐储热、压缩空气储能等新型储能全产业链。
3月11日上午，中能建安徽设计院储能部副经理李世伟受邀在新型储能系统集成解决方案专场（中）分享主题报告，报告题目为《安徽新型储能发展概况和商业模式》。以下为报告主要内容：
李世伟：各位业界的领导、专家、同仁们大家上午好！
我是李世伟，很高兴和大家相约在美丽的杭州，很荣幸受协会的邀请，和大家分享安徽新型储能发展概括和展望。
储能作为新型电力系统重要的组成部分，在介绍安徽新型储能之前介绍一下安徽的电力概况。安徽省位于长三角地区的延申，华东区域腹地，东邻江苏省，浙江省，西接湖北省，河南省，南临江西省，北依山东省，总人口近6000万。
安徽境内河湖交错，横跨长江、淮河和新安江三大水系，依据淮河长江把安徽分成三个片区，三个地区之间的地形，文化和经济有较大的差异。安徽整体资源丰富，煤炭储量达到246.8亿吨，适合建设大型的坑口发电厂。
安徽电网是华东电网的重要组成部分，承担华东电网输电的重要任务。安徽电网供电范围主要是辖区内的16个地市。安徽电网依据淮河和长江分成三个电网，之间通过500千伏的主网架和220千伏的网架进行连接。
截至2023年底，安徽省整体的变电规模包括省内两座1000千伏特高压交流站，一座正负1100千伏特高压直流站。还有41座5000千伏的变电站，以及273座220千伏的变电站。
2023年底全社会装机容量1087.2万千瓦，可以看到安徽省煤炭资源丰富，整体火电装机仍然占据50%以上的比例，达到6070.9万千瓦，包含了煤电、气电，生物质发电，水电相对比较少，623.6万千瓦，已经包含了抽水蓄能。
新能源装机里面光伏发电占据了较大的比重，达到3223千瓦，风电装机721.9万千瓦，新型储能177.7万千瓦。
2023年安徽最大负荷6200万千瓦，全社会用电量3214亿千瓦时，同比增长7.38%。可以看到从2019年到-2023年，安徽省全社会用电量是稳步提升的趋势。
安徽省电力的主要特点，北电南送的格局，火电主要集中在两淮地区，煤炭资源丰富，交通比较便捷的长江流域。安徽北部建立大量的光伏和风电，整体北电南送格局，东部电网密集，持续高速发展的潜力较大。和华东其他省份相比，安徽电网的人均负荷以及负荷密度较低，整个变电规模是江苏省的1/3。可以看出安徽持续的电网发展规模潜力较大。
有相对集中的负荷中心，“十四五”期间围绕合肥经济区和皖江城市带建立了产业集群，形成相对集中的负荷中心。
安徽电网面临一些问题。首先电力供应能力相对不足，省内的用电需求超出了预期，另外需要向华东地区提供大量的电源，电力供应出现相对不足，部分年份，部分时段对大工业用户，尤其高耗能企业进行限电。
500电网和特高压电网联系薄弱，安徽和其他省份一样，整个新能源发展趋势很快。在高渗透率新能源情况下，对整个电网的冲击比较大。
为了加强网源发展协调性，现阶段阶段配置储能是比较优的解决方案。
讲一下安徽的储能政策。关于电源侧，电网侧和用户侧业内没有统一的定义。我个人比较倾向于依据接入点的位置进行三个应用场景的划分。电源侧储能指并网点在常规电厂，风电厂等场站内的系统，主要的场景在发电厂和火电机组进行联合调频的储能系统，还有光伏电站配储的储能系统。
电源侧储能并网点在电网的储能系统，典型的是共享储能电站。用户侧储能，由用户建设，并网点在用户内部，或者临近的储能系统。
2022年，安徽省能源局印发了安徽省新型储能发展规划2022-2025年，这个规划明确在“十四五”期间新型储能设施发展以电化学为主，到2025年安徽省全省新型储能装机规模达到300万千瓦，对安徽省储能的规模进行了布局，储能系统接入点非常重要，好的接入点能够解决电网阻塞的问题，也能充分发挥储能系统的削峰填谷的作用，得到更多的调动次数。
安徽省建立了新能源+储能的机制，自2021连起，每一批新能源把配置储能作为新能源并网的必备条件，这是最近一批的配置通知，承诺按相应比例配置电化学储能啊，可通过自建、合建共享或者购买服务等市场化方式，鼓励优先建设独立电化学储能电站。这次光伏的规模是250万千瓦，风电的规模是150万千瓦。按照以往的竞争性配置，大家承诺配储的比例，这一次储能建设规模预计是不低于1.65吉瓦时。这是安徽调峰辅助服务政策的一个发展途径。在2018年8月份，华东能监局印发了安徽省电力调控辅助服务市场运行规则，这个规则是2019年10月份试运行。在2019年的12月份，华东能监局又印发了华东区域并网发电厂辅助服务管理实施细则和华东区域发电厂并网运行管理实施细则，这两个统称为两个细则。
在2020年11月份，华东能监局就针对调控辅助服务市场运营规则和两个细则进行个修订印发，自此电化学储能正式进入了安徽的调峰服务辅助市场。
根据调度指令，减少发电功率或者是增加充电功率，深度调峰时电储能与燃煤火电机组同台竞争，目前是相同报价，优先调用燃煤火电机组，这一点对于电化学储能不是很友好。电化学储能在安徽调峰的报价是参考火电机组，也是分为了4个档，分别是3毛、4毛、6毛、8毛每度电。
2月8号也就是春节的前两天，国家能源局发改委印发了建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知，对于调峰价格的上限有了明确的规定。各地统筹调峰需求，调节资源成本和新能源消纳等因素，按照新能源项目消纳成本不高于发电价值的原则，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源的上网电价。
安徽省的新能源平价上网电价是0.3844元每度电，原则上安徽的调峰服务价格上限是不高于0.3844。这个政策出来之后，对于西北地区新能源平价上网电价比较低的，像两毛多的地区，整体的调峰市场的影响是比较大的。
安徽调频辅助服务的政策发展路径和调控是比较类似，在2023年的2月份，华东能监局又印发了安徽调频辅助服务市场模拟运行的通知，在安徽电力调度管辖范围接入电压等级是35千伏及以上，规模是10兆瓦以上，放电时间不小于一小时的电化学储能电站均可以参与调频辅助服务。因为政策是模拟运营通知，所以目前安徽还没有独立充电站，通过参与调频辅助服务获取大量的收益。
安徽的独立储能电站不承担充放电的损耗，在2023年安徽电力交易中心发布了安徽省新型独立储能电站充换电损耗费用补偿细则，细则中提出新型独立储能电站充放电产生的损耗电量电费可以获得补偿，正常85%的效率有15%的损耗是可以获取补偿，相应的补偿是由新能源企业承担。
今年交易中心对补偿细则进行了一个修订的征求意见稿，目前征求意见稿的改动主要是限制了充电效率要达到80%及以上的新型储能电站，才能获取相应的补偿，如果效率比较低，低于80%，没有相应补偿。
刚才讲的是针对于表前储能的政策，对于表后储能主要是分时定价政策。2022年1月份安徽省发改委印关印发了关于完善工商业分股分时定价政策的通知，根据这个通知季节性高峰，也就是每年的1月、7月、8月、9月、12月这5个月份，高峰电价相对于平价上浮81.3%，其他月份高峰定价相对平价上浮71%，低谷定价均下浮58.8%。
在这种政策下，110千伏及以下的用户在季节性高峰期间，整体是大于8毛，其他月份所有的用户整体都在7毛以上。安徽每天是有一个谷段、三个频段和两个分段，可以实现两充两放，其中谷段充电，分段方面，频段充电分段放电，可以每天赚取一个分母差和一个分频差，这是2022年的政策。
在2023年的时候，发改委对于政策性进行了修订，主要是优化了分股分时电价执行的时段。在新的政策下，每年的七、八月份只有一个分段、一个频段和一个谷段，也就是在七、八月份只能实现一充一放。
下面介绍一下安徽储能的发展现状，主要是指安徽储能的发展规模，还有目前的商业模式。截止去年年底，安徽省建成新型储能电站46座，总装机是178万千瓦，298万千瓦时。技术路线主要还是以磷酸铁锂为主，大约占比是94%。液流电池、铅酸电池和二氧化碳储能项目也已经小规模的应用。钠离子电池和熔岩储能技术现在已经在筹备建设中。安徽省2023-2027年整个新型储能发展规模的预期，预计到2027年安徽省新型储能的装机规模达到450万千瓦。最后需求侧响应和虚拟电厂，可以增加收益渠道。
安徽省是国家第二批电力现货市场的省份，目前已经多次进行了电力现货试运行。最近的一批试运行结算去年年底，这次试运行持续一个月，采用电力现货日前交易市场，有9座进入电力现货，可以选择自调度的方式。
因为储能的灵活调节性，这次现货的日前市场，如果参与日内市场价差更大，获取的收益更好。根据试运行的结果，是优于自调度的。
最后是关于安徽储能的发展展望和一些建议。
首先是安徽目前独立储能电站的收益仍然比较单一，并且有一定的不确定性，随着新能源渗透率不断提高，为了推进安徽储能的发展，保障投资者的收益进一步完善市场机制，建议明确容量租赁的最短周期10年，因为很多新能源业务为了满足自己并网的要求，想签一年到两年的合约，把自己的新能源项目满足并网后期是否续约和签约的价格保证不确定性，明确最短周期10年。
未租赁部分给予一定的容量补充和其他的保障措施。储能项目基于保障，目前这三个政策安徽省能源局电力公司相关部门进行研究。加快建设调频，调压和备用电力市场，使储能收益多元化。
安徽目前以锂电池为主，对于新型电力系统的需要，对长时储能不能满足的，需要进行多元化的发展和探索，对于调频储能，钠离子电池+飞轮，或者钠离子电池+超级电熔，可以提高调频性能，降低锂离子，钠离子电池寿命的衰减，提高项目的收益。
里面有一定的挑战，飞轮和超级电熔，锂离子，钠离子最高的比需要进一步的研究，技术成熟度需要进一步的验证。长时储能看好的液流电池，储能时间较长，未来的经济性优势明显。
但是充放电效率进一步提高，目前工程造价的成本也在进一步的降低。
最后抓住用户侧储能发展机遇。随着峰谷价差的拉大，目前安全用户侧储能项目资金金收益6年左右，具有较好的经济性。
发展用户侧储能关注几个点，首先选取信誉良好，运营时间长的工商业客户建设储能系统，这样保证储能的年利用时长和运营的年份。整个储能电站收益达到6年才能回收资本金，用户自己的工厂运营时间要达到6年或者10年以上。
围绕分布式新能源，微电网，大数据中心，充电设施，探索用户侧储能的场景化发展。参与需求性响应，增加渠道。
我今天的分享到此结束，希望在各位同仁的共同努力下，整个储能行业持续，健康，更好的发展，谢谢大家！
