CIES2025|中能建郑建斌：山西省混合储能发展及政策收益分析

中国储能网讯：

3月23日，由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十五届储能大会暨展览会（简称“CIES2025”）在杭州国际博览中心召开。

CIES大会以“绿色、数智、融合、创新”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规模化工程应用。

在3月25日上午进行的混合储能专场中，中国能源建设集团山西省勘测电力设计院有限公司正高级工程师郑建斌做了题为《山西省混合储能发展及政策收益分析》的主题报告演讲。

以下内容根据大会发言整理提炼，仅供参考。

尊敬的各位领导，各位来宾，各位朋友，大家下午好。我是来自中国能源建设集团山西省电力勘测设计院的郑建斌，我分享题目是：山西省混合储能发展及政策收益分析。

主要从以下几部分：1)混合储能发展的必要性;2)山西储能政策及市场需求;3)储能电站收益估算;4)山西省储能发展现状及典型案例。

第一部分，混合储能发展的必要性。

首先是国家政策支持，最近几年国家陆续出台了一系列促进储能发展的政策。关于136号文，我的理解是通过政策引导新能源电量交易市场化，从而间接促进电力现货市场的进一步市场化，峰谷差价按市场需求会进一步拉大，从而促进储能的发展，从长远来看，这是一个利好的政策。

再是山西省政策支持。这些政策中，关于现货交易、一次调频、二次调频等政策都已实际落地。现货交易第15版、新版“双细则”，里面明确了独立储能如何参与到现货交易，一次调频和二次调频，非常的细。也有关于山西省新型储能的规划，有整体规划、也有每年能源局的入库规划。

电网结构发生重大变化。截至2024年底，山西新能源装机大概5500万千瓦，占总装机的43%。按照规划，今年末达到8000万千瓦，也就是占50%，基本形成以新能源为主体的新型电力市场。山西省的用电负荷基本上维持在4000万左右，所以对调峰资源非常的紧缺。山西电网的独立结构，南电北送，新能源主要在北部，负荷在中南部地区，所以造成电网的波动性非常大，这就为电网提供优质的调峰调频的资源，混合储能非常契合这个契机。

各类新型储能的特性。如表所述，压缩空气和液流电池比较适合调峰领域，但目前造价偏高；飞轮和超级电容适合调频，但也有造价的问题。锂离子电池发展最快，但也存在一些问题，比如说用于直接调峰，时长不足，如果直接调频，尤其是一次调频、二次调频，寿命有一定的影响。混合储能很好地结合了调峰调频的特性需求，主要包括电化学+飞轮，或者电化学+超级电容等。因技术推广、技术发展等方面原因，目前山西省主要的混合储能形式还是电化学+飞轮，我觉得超级电容在调频市场也会有很大的优势。

第二部分，山西储能政策及市场需求。

首先是现货交易政策。22023年底，山西电力现货市场转入正式运行。2024年12月25日，山西省能监办更新了《电力现货市场交易实施细则》（V15.0）。内容也非常丰富，包括储能电站市场身份的认证、怎么参与、怎么调峰、融资租赁、报价方式等。目前独立储能参与主要是报量不报价的方式来参与，因为对测算还需要进一步提升。

如图为山西省自2021年进入现货以后，运行几年时间的数据。我记得2022年来做报告的时候，预测现货价格会进一步加大，但事实是相反的。如图所示，可会得出以下几个结论：1)现货市场的价格，从2022到2024年，日前平均现货电价逐年降低； 2）峰谷电价差逐年下降。储能参与现货交易收益逐年下降，目前实际峰谷差低于度电成本，出现了参与即亏损的情况。表中数据为理论值，实际操作差价会更小；3)1h峰谷差略高于2h峰谷差。时长越长峰谷差价越低，不同储能系统的度电成本低于峰谷差才会有收益。综上，造成现货电价逐年下降以及峰谷差逐年降低的主要原因是：1）新能源装机逐渐增加，出现0元电价时间段有所增加；而火电机组灵活性改造完成，深调能力有所提高，重要负荷用电习惯调整，造成1.5元高价区间时间段减小，造成日前平均现货电价逐年降低。2）结算体系不完善，上网电价按日前现货电价结算，下网按现货电价+附加，造成储能参与现货交易时峰谷差价偏低；3）独立储能的市场身份不明确。储能作为可调节性电源，应收取一定的备用容量补偿。山西省目前不仅没有容量补偿，而且电网认定储能企业为用户，向储能企业收取备用容量费；4）现货市场未完全市场化，限定1.5元的上限价格，也是现货平均价以及峰谷差价低的重要原因之一。

一次调频政策。2025年1月14日，山西能监办印发《山西电力辅助服务管理实施细则和并网运行管理实施细则》（2025年修订版），从本月3月1日开始，山西的独立储能参与一次调频政策正式落地执行，开始结算。里面有几个重要的参数，日补偿费用=D×K结算×Y一次里程。参与的方式是报量报价的方式，通过K值排序及市场一次调频的需求来中标相应的里程。现在是按双细则，补偿价格是固定的6元/GW，日调节深度如公式计算，主要根据新能源发电量来测算，每次大概在100兆瓦左右。调节次数，根据目前运行的电站，山西现在有8-9个储能电站已经参与调节，次数有2000多次，好多情况下有3000次。K结算，也是根据K性能折算的，根据原来国家能源局的要求，山西省也对结算进行了计算，规定在2以下。现在好的储能电站能达到2，这和性能有关系，有的是1点多。我们调研了多个储能电站一次调频，目前来看收益还是非常可观。

二次调频政策。2024年12月25日，山西省能监办更新了《山西电力二次调频辅助服务市场交易实施细则》（V15.0）的通知。日补偿费用=D×K×C，参与的方式是报价不报量。怎么中标呢？根据报价和K值的排序及市场的需求中标相应的里程。C就是报价，对下面5个时间段来报价，价格就是在5-15元之间/兆瓦。D为日调频里程，2024年以前基本上是火电配储企业参加，每日中标大概20家，调节深度需求月4万兆瓦左右。2025年开始，独立储能开始参与二次调频交易，其余由火电配储企业中标。K结算为日结算性能指标，最大为2。但在实际执行过程中，也有一些问题，这里不再细说。

其他潜在政策收益，储能还可在有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及回复服务方面获得收益，未来的应用场景非常广泛。

基于山西调频政策下的储能特性分析，哪种类型储能更适合呢？主要看核心的几个参数。（1）日调节里程。如果电化学参与，必须配置大功率储能，小功率参与，需冗余配置，否则寿命受很大影响。飞轮储能，一次调频里有个指令的时间，平均指令大概在5秒，但是因为山西现货市场的影响，每天在2分钟以上的指令，就是长时指令，也出现十多次，所以这种情况下，秒级的飞轮就不能完全满足一次调频的实际需求，不能满足所有指令，所以还是混合起来使用。（2）调节性能K，飞轮储能从理论分析，充放电的响应时间应该比电化学稍快一点，有利于K值的提升，尤其在一次调频里，价格主要是拼K值，但K值也不是说完全是储能个体的影响，它和控制策略等关系也比较大，仅靠飞轮储能也不完全满足指令需求。综合分析，还是电化学+飞轮或是将来的超级电容，更适合于山西调频政策下的储能系统的配置。混合储能具体按多大容量多大比例配置呢，时间关系，感兴趣的朋友可以会后深入交流。

第三部分，储能电站收益估算。

这是山西储能电站收益估算，从表中可知，目前政策下，山西调频收益非常可观。一次调频目前参与的只有9家，随着参与的增加，收益肯定会下降，所以如果想投资，跑步入场，因为参与家数多以后，收益肯定会下降。另外，对于二次调频，补偿费用是5-10元/MW，如果项目前期盈利大的情况下，后期可按最低价参与竞争，还是有先建优势的。

第四部分，山西省储能发展现状及典型案例。

山西的规划项目比较多，目前为止并网了20个，总容量已经建成2个GW，其中已经商运9家，混合储能占2家。但是在近期开展的储能项目中，电化学+混合储能占比越来越高。

以下是几个典型案例。2023年4月，国内第一个电源侧电化学+飞轮混合储能电站投产，电站主要是参与AGC的调频，收益相当可观。2025年1月，山西省第一个电网侧电化学+飞轮混合储能电站投运，可以参加现货交易、一次调频和二次调频，运行效果非常好。

以上是我的汇报，谢谢！