河南储能研究中心王辰：新能源全面市场化上网形势下配储规模测算

摘要： 中国储能网讯：7月24-25日，由中国化学与物理电源行业协会联合河北省钒钛行业协会等主办的2025全国液流电池产业发展大...

中国储能网讯：

7月24-25日，由中国化学与物理电源行业协会联合河北省钒钛行业协会等主办的2025全国液流电池产业发展大会暨第五届全国新型储能技术及工程应用大会在成都圆满召开。

大会以“聚焦液流电池技术创新，推动储能产业高质量发展”为主题，针对液流电池及新型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，分享前沿技术路线、上下游供应链体系、智能化系统集成方案、创新商业模式、技术标准、示范项目应用案例以及新产品与解决方案。

在7月25日上午进行的智光储能专场论坛中，河南省储能电站工程研究中心技术委员会副主任王辰做了题为《新能源全面市场化上网形势下配储规模测算》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。

各位行业专家，业内同仁，大家上午好！

首先介绍下我们华中院，中国电建集团华中电力设计研究院有限公司前身是河南省电力勘测设计院，2015年根据电建集团的要求，河南院与海南电力设计研究院战略重组，成立中国电建集团华中电力设计研究院有限公司。两家设计院分别还是独立法人经营，河南院仍保留工程设计、勘察、监理以及咨询方面的“四综甲”资质。

河南省储能电站工程研究中心是2020年8月由河南省发改委在河南院授牌成立的。中心主要任务有四项，一是为政府制定储能相关政策提供咨询服务，二是对接高校科研院所进行原创性成果研发和工程转化，三是促进先进装备及科研成果规模化应用，四是发挥技术储备和信息储备的优势，服务院里的市场开发工作。中心主要在电化学储能、压缩空气储能、无坝抽水蓄能和氢能，以及飞轮、超级电容等多元化的新型储能技术领域开展研究工作。中心自成立以来，参与完成了多项河南省的新型储能政策制定过程中的相关课题研究工作，受相关部门委托开展了示范项目遴选、储能奖补规模核查、配建储能转独立储能项目验收等多项工作。中心与西安交大、河南理工和郑州大学等高校，以及宁德时代、中储国能、比亚迪以及四川伟力得等业内的头部企业建立了稳定的合作关系。

今天给大家分享的主要是我们院在新形势下，在新能源配储方面做的一些工作和体会。

136号文以后，取消了新能源强制配储，是否配储应该由项目建设方基于盈利模式自主决策。由于储能从理论上看，可以给新能源场站提供调节出力的能力，项目业主对储能的态度正在从“要我配”向“我要配”转变，配储行为也从“成本中心”向“效益中心”转变：

以前新能源场站配储，由于储能设备无法给场站运营带来直接效益，项目业主对储能设备的态度就是尽量降低成本，设备招标时选最低价的；因为不怎么调用，安全措施尽量简配；建设过程只在乎空间紧凑，降低建安费用；设备功能、效率等无关紧要……

而136号文以后，当我们要通过储能设备来赚钱时，我们就要关心它的效益，关心设备充放电的效率、循环寿命和日历寿命、安全措施，还能应用于哪些应用场景，对应的需要储能系统增加哪些功能，如是否具备构网能力，液流电池能否零压启动等，项目建设方对于储能的关注点开始回归到新型储能的本质功能上面。

以我们自己拟投资的某200MW光伏电站为例，我们研究了项目的合理配储规模。在136号文的政策背景下，我们假定了未来现货市场的上网电价曲线，结合日内光伏发电曲线，可以看到矛盾集中体现在中午12点到下午2点这2个小时，这时光伏出力大，但电价很低。我们配储的任务，就是把这两个小时的发电量给搬到电价比较高的位置。因此，本项目的配储时长暂定为2小时。下面我们测算不同配储规模下，综合上网电量和综合电价的情况。这里有个违反直觉的现象，由于储能充放电存在损耗，在弃电规模一样的前提下，配储规模越大，新能源的上网电量不升反降。我们假定机制电量比例按50%，机制电价假定为0.3元/kWh，我们算出一个综合电价，对比看到，配储比例越高综合电价拿得越高。结合投资成本的情况，进行经评测算，从图表中可以看到，配储比例越高，资本金内部收益率越高。我们可以得出一个初步的结论，在新能源上网电价全面市场化的背景下，新能源投资主体的配储意愿是会增强的。

下面再分享一个绿色供电项目的配储分析。这是东北的一家钢铁厂，钢铁厂因为产品出口需要绿电，政府承诺给其配套700MW风电，500MW光伏，余电20%可以上网。根据项目当地的风资源、光资源情况，并结合日内负荷曲线，可以看到风光出力理论上每小时均能满足用户负荷的需求，系统整体上，功率和电量均是盈余的。因此项目对储能的需求，不会有顶峰放电的运行模式，储能需求分析应关注应急保供和系统内调峰消纳。而应急保供是放电过程，调峰消纳是充电的过程。因此，从上述两个应用工况来分析，储能设施的功率可以复用，容量只能叠加。最终，通过逐时统计表，考虑到储能设备的充放电效率等因素，我们最终计算出配置120MW/960MWh的全钒液流储能设施，可以满足用户年20亿度电的稳定供电、紧急事故或极端天气下的紧急停机供电以及外送20%的余电上网。本项目之所以推荐全钒液流电池方案，除了系统本质安全、电池容量基本不衰减等因素外，更重要的是电池电解液大量用到五氧化二钒，与钢铁厂的产业环境存在一定程度的契合，存在产业链融合共生的合作契机，有望进一步降低液流电池电解液成本，提高项目收益，壮大钢铁厂产业发展。

最后一个案例是我院在其他应用场景的创新。这是一个氢燃料电池多能联供项目。焦作煤业（集团）开元化工有限责任公司兆瓦级氢燃料电池多能联供项目利用氯碱化工副产氢气，建设2MW氢燃料电池多能联供系统，具有电-热-水-氢-储能五大功能。项目年耗氢1438吨，供电1520万度、供热5.24万吉焦、售氢285吨，供水3200吨。每天储能时长3.8小时，消纳6MW屋顶光伏。项目投资6200万元，资本金内部收益率27.3%，税前投资回收期4.4年。2024年6月已建成投运，该项目促进了国产MW级燃料电池多能联供系统在工业领域商业运行。

下面分析一些存在的问题和展望。

新能源场站配储能否实现自主调度，充分实现新能源场站出力与储能设施充放电行为的耦合，是决定新能源配储积极性的关键堵点问题。我们亟需真正实现EMS的能量管理能力，打通AGC与场站新能源发电控制主体和储能PCS的控制通道，实现AGC命令分解给发电设备和储能设备。这里面涉及计量、AGC考核点设置、并网检测试验等一系列的不仅是技术问题，还有相关管理制度、规范等问题。

最后我们展望下未来，短期内，在各省未发布136号文配套细则之前，各新能源投资主体大多处于观望姿态，一定程度地放缓了新能源项目以及储能项目的投资。长期看，随着电力现货市场的成熟，作为最灵活的调峰资源，新型储能注定能在以新能源为主体的新型电力系统内，为系统稳定贡献力量，从市场交易中获取可观的收益。

谢谢大家！

一审：刘亚珍

二审：裴丽娟

三审：潘 望