解读南方电网PPT：南网新型储能调度情况、运行规则、运营模式及市场机制！

装机与投产：887.8万千瓦的储能版图

材料显示，截至目前南方电网新型储能装机规模达到887.8万kW/1700万kWh，其中电网侧、电源侧新型储能电站共计166个，装机771.8万kW/1448.0万kWh。各省区储能类型差异明显：广东以电网侧储能为主，广西、云南以电网侧储能和新能源侧联合储能为主，贵州以电网侧储能为主，海南则以新能源侧联合储能为主。

从投产节奏看，2024年南方区域电源侧及电网侧储能投产规模达到335万kW/665万kWh，预计到2025年底，南方区域新型储能装机规模将超过1500万kW。技术类型方面，南方区域以锂离子电池储能为主，同时压缩空气储能、液流电池储能、钠离子电池储能、熔盐储热等多元技术均在推进示范，包括贵州毕节10MW超临界压缩空气储能示范项目、广西南宁伏林钠离子电池储能电站项目等。

利用情况：0.76次循环意味着什么

2024年，南方区域新型储能日均循环次数0.76次，日均利用小时数2.87小时。分省区看，广东新型储能日均循环次数1.14次、日均利用小时数4.3小时；广西、云南、贵州、海南新型储能日均循环次数分别达到0.56、0.47、0.85、0.41次。

2025年春节期间，南方区域电网侧储能最大放电电力339万kW，最大同时率67.6%；最大充电电力311万kW，最大同时率62.0%。这组数据说明储能已在节假日调峰中发挥作用，但全年整体利用率仍偏低。

五类储能电站与三级调管关系

材料将新型储能按接入位置和市场主体身份分为五类。电网侧包括两类：类型一电网租赁储能电站，建设及运行成本纳入输配电价；类型二独立共享储能电站，建设及运行成本不纳入输配电价。电源侧包括三类：类型三新能源配建独立储能电站，具备独立接受调度直控、独立参与市场条件；类型四新能源配建联合储能电站，不具备调度直接控制条件；类型五火电联合调频储能电站，由火电厂自建、不独立参与市场。用户侧储能则可通过聚合以虚拟电厂身份参与。

调管关系按电压等级划分：500kV及以上电压等级并网的新型储能电站，其中与总调调管电厂直接互连互补、与西电东送直流配套由总调调管，其余由中调调管；220kV（海南110kV）由中调调管；110kV（海南除外）由地调调管；10-35kV由地调调管。现货市场区域目前指广东，广西、云南、贵州、海南若开展现货电能量市场不间断连续结算运行或试运行，则纳入现货运行区域。

调用方式与各类电站调用原则

调用方式分为两类：直接调用指以日前方式安排或日内实时调度安排形成充放电曲线，调度机构直接依据电网实际运行需求下达指令；市场化调用则依据市场品种形成充放电曲线，调度机构依据出清结果下达指令。

电网租赁储能电站原则上不参与现货市场，调度机构根据系统调节需求直接安排充放电曲线，原则上需至少满足每日等效全电量“一充一放”，可根据电网安全需要开展“多充多放”。独立共享储能电站以独立主体参与市场，与新能源合同中应明确租赁的物理储能单元，若该物理储能单元因检修、异常等原因退出运行不可用，调度机构可优先压减租赁该储能单元的新能源场站出力，且不纳入系统原因的受限电量。调度机构还可根据电网安全原因，要求独立共享储能电站退出现货市场或辅助服务市场，并直接调用参与系统调节，退出市场后的调节能力调用效果可按照“两个细则”相关规定进行补偿。

电源侧与用户侧储能调用原则

新能源配建独立储能电站单独签订并网调度协议，原则上以独立市场主体身份参与现货市场及辅助服务市场，由出清结果决定充放电曲线并按照相关市场规则结算。若储能不可用，调度机构可优先压减新能源场站出力，且不纳入系统原因的受限电量。安全原因下调度机构可强制调用，未参与市场的损失按两个细则补偿。

新能源配建联合储能电站原则上不单独参与现货市场及辅助服务市场。若新能源场站功率波动、预测准确率未达到两个细则考核标准，且联合储能电站当日等效充放电量未达到全电量“一充一放”的，均应按周向电力调度机构及能源监管机构报备原因并提出改进措施；若无法改进，调度机构可认定该储能电站不可用，优先压减该新能源场站出力。按照2024年新修编“两个细则”，若配储满足等效全电量日平均循环次数大于1，其充电电量按照2×R5（元/兆瓦时）的标准进行调峰补偿。

火电联合调频储能电站原则上不单独参与现货市场及辅助服务市场，调度机构可根据电网安全原因直接调用。用户侧储能电站可选择通过聚合方式，以虚拟电厂主体身份参与现货市场并签订并网调度协议，调度机构可根据电网安全原因直接调用虚拟电厂参与系统调节。

五省区运营模式：收益渠道各有不同

广东电网侧储能主要通过容量租赁市场/电网租赁、现货市场、调频辅助服务市场获得收益。2024年广东容量租赁中标价格平均为149.5元/(kW·年)，现货峰谷平均价差为0.167元/kWh，以2024年7月为例，全省调频补偿费用合计为10396万元，独立储能占全省调频里程收益的比例为25.76%。2024下半年广东相继出台新能源配储政策与容量电价征求意见稿，明确独立储能电站可获得的年度电费补偿标准统一为100元/千瓦·年。

广西新型储能年容量租赁费用参考区间为160—230元/（千瓦时·年），2024上半年参与调峰市场度电收益可达0.93元，放电时上网电价参照燃煤发电平均基准价0.4207元/kWh执行，项目可在全天实现低谷高峰1次充放、低谷平时段1次充放，总计两充两放。

云南新型储能示范项目按投产装机容量的1.8倍提供共享服务，租赁价格在220元/千瓦·年上下浮动30%范围内形成；独立储能具备每日“两充两放”条件。贵州明确了2023年确定的15个独立储能示范项目电价政策，按照用户侧峰平谷电价分时段结算放电电量，在峰时段、平时段为消纳风光进行充电的下网电量执行谷时段电价，主要通过电力现货市场、调频辅助服务市场、中长期市场获得收益。海南新能源配储无充放电价差收益，主要在午间系统调峰困难时段将新能源过剩电力存储至晚峰放电，以提高发电水平。

市场机制思考：容量电价与现货市场完善

材料指出，新型储能的主要应用场景及收益途径包括容量市场、现货市场、辅助服务市场。容量市场用于回收部分新型储能固定投资成本，峰谷价差用于回收经营投资成本，辅助服务市场提供额外收益。

关于建立新型储能容量电价机制，材料提出：新型储能容量电价按照回收一定比例固定成本的方式确定，综合考虑行业上下游成本，制定容量电价的上下限适宜范围；认定容量方面，考虑各类型新型储能电站的调节优势，对不同充放电时长、不同技术储能电站的认定容量予以不同倍数的考虑。

关于完善现货市场运行机制，材料建议加快推进新能源以“报量报价”形式参与现货优化出清，将目前非市场、“报量不报价”新能源以预测作为边界纳入现货的全额消纳模式，改为新能源“报量报价”参与优化出清，引导各类型电源进一步降低报价以提升低谷调峰期间的中标电量；同时建立现货市场的深度调峰机制，常规机组可将首段报价出力区间起点由最小技术出力下调为最小可调出力，深度调峰实际费用超出申报价格部分通过两个细则补偿。

关于辅助服务市场，材料提出扩大调频辅助服务市场规模，将新能源预测偏差纳入调频市场需求，扩大辅助服务费用在购电费用中的比重；建立考虑净负荷预测变化与预测偏差的爬坡辅助服务市场；将备用约束与现货市场联合出清，设置考虑新能源预测偏差、负荷预测偏差与事故应急备用的备用约束，预留备用容量的机组按照备用约束影子价格获得备用补偿。

南方电网新型储能装机规模已达887.8万kW/1700万kWh，其中电网侧和电源侧储能电站166座，装机771.8万kW/1448.0万kWh。2024年南方区域电源侧及电网侧储能投产规模为335万kW/665万kWh，预计到2025年底装机规模超过1500万kW。从166座电站、771.8万kW的存量，到2025年底1500万kW的目标，增量空间接近一倍。技术类型方面，南方区域以锂离子电池储能为主，压缩空气储能、液流电池储能、钠离子电池储能、熔盐储热等多元技术均在推进示范。

2024年南方区域新型储能日均循环次数0.76次，日均利用小时数2.87小时。分省区看，广东日均循环次数1.14次、日均利用小时数4.3小时，贵州0.85次，广西0.56次，云南0.47次，海南0.41次。广东的利用水平明显高于其他省区，与其作为现货市场区域、收益渠道多元直接相关。2025年春节期间，南方区域电网侧储能最大放电电力339万kW（最大同时率67.6%），最大充电电力311万kW（最大同时率62.0%），储能已在节假日调峰中发挥实际作用。

五省区储能收益参数差异明显。广东容量租赁中标均价149.5元/(kW·年)，现货峰谷平均价差0.167元/kWh，2024年7月调频补偿费用合计10396万元，独立储能占全省调频里程收益比例25.76%，独立储能年度电费补偿标准统一为100元/千瓦·年。广西年容量租赁费用参考区间为160—230元/（千瓦时·年），2024上半年调峰市场度电收益可达0.93元，放电上网电价参照燃煤发电平均基准价0.4207元/kWh执行。云南示范项目按投产装机容量的1.8倍提供共享服务，租赁价格在220元/千瓦·年上下浮动30%范围内形成，按照电网代理购电价格结算充放电电量。这些参数直接决定储能项目的投资回报测算，是项目经济性评估的核心输入。