南方电网新型储能装机与利用情况 - 截至报告发布，南方电网新型储能装机规模达887.8万kW/1700万kWh，其中电网侧与电源侧储能电站166个，装机771.8万kW/1448.0万kWh [1] - 2024年投产规模达335万kW/665万kWh，预计2025年底装机将超1500万kW [1][11] - 技术以锂离子电池为主，压缩空气、液流电池、钠离子电池、熔盐储热等新技术示范项目逐步落地，呈现多元化发展态势 [1][11] - 五省区发展侧重不同：广东、贵州以电网侧储能为主；广西、云南侧重电网侧与新能源侧联合储能；海南以新能源侧联合储能为主 [1][12] - 2024年南方区域新型储能日均循环0.76次，日均利用小时数2.87小时，其中广东利用效率最高，日均循环1.14次，利用小时数4.3小时 [1][13] - 2025年春节期间，南方区域电网侧储能最大放电电力339万千瓦（最大同时率67.6%），最大充电电力311万千瓦（最大同时率62.0%） [13] 新型储能调度运行规则 - 新型储能按并网位置分为电网侧、电源侧、用户侧等五类，具体包括：电网租赁储能电站、独立共享储能电站、新能源配建独立储能电站、新能源配建联合储能电站、火电联合调频储能电站 [18][19] - 调管关系按电压等级和市场区域划分：500kV及以上并网且与总调调管电厂直连或为西电东送直流配套的由总调调管；220kV（海南110kV）并网的由中调调管；110kV及以下（海南除外）由地调调管 [21] - 调用方式分为市场化调用（通过现货或辅助服务市场出清）和直接调用（调度根据电网需求直接安排） [23] - 电网侧储能调用原则：电网租赁储能电站原则上不参与现货市场，由调度直接安排充放电，需满足每日等效全电量“一充一放”；若满足市场规则也可参与现货市场 [24] - 电源侧储能调用原则：新能源配建独立储能电站原则上以独立主体身份参与市场；新能源配建联合储能电站被鼓励技术改造转为独立储能；联合储能电站若未充分发挥作用，其关联新能源场站出力可能被优先压减 [26][28] - 用户侧储能可通过聚合以虚拟电厂身份参与市场 [19][28] - 所有类型储能在电网安全原因下均需响应强制直接调用 [24][26][28] 南方五省区新型储能运营模式 - **广东**：2024年新型储能日均等效循环1.14次，满足“一充一放”要求；收益来自容量租赁、现货市场价差和调频辅助服务；2024年容量租赁平均中标价149.5元/(kW·年)，现货峰谷平均价差0.167元/kWh；2024年7月全省调频补偿费用10396万元，独立储能占调频里程收益25.76% [34] - **广西**：2024年新型储能日均等效循环0.56次；收益来自容量租赁、充放电价差和调峰辅助服务；容量租赁费参考区间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；峰谷分时电价新方案拟将午间12:00-14:00改为低谷，使储能有望实现“两充两放” [36] - **云南**：新能源配建储能缺乏充放电价差收益；电网侧独立储能可通过容量租赁和市场价差获利；分时电价调整后也具备“两充两放”条件 [2] - **贵州**：明确了独立储能示范项目的电价政策，可通过多个市场获取收益 [2] - **海南**：新能源配建储能主要用于存储过剩电力，以提升新能源发电水平 [2] 促进新型储能发展的市场机制思考 - 需建立容量电价机制，以弥补储能设施的固定成本 [2] - 需优化现货市场运行，推进新能源报量报价参与出清，并建立深度调峰机制 [2] - 需构建能够反映多种调节能力的辅助服务市场，包括扩大调频市场规模、建立爬坡辅助服务市场，并将备用约束与现货市场联合出清 [2]