广东省2025年度第二批新型储能电站项目建设计划 - 广东省能源局下发通知要求各地市报送2025年度第二批新型储能电站项目建设计划 [1] - 计划包含存量项目调整与调出、增量项目补充和项目滚动调整程序三部分内容 [2][6][9] 存量项目调整与调出 - 广东电网公司已完成对2025年度第一批申报新型储能项目的评估论证 [2] - 需要调整建设规模的项目需协调业主结合系统可接入容量和电压等级进行调整 [3] - 同一220kV供电片区原则上不超过1座独立储能电站 [4] - 首次纳入2025年度建设计划的项目需在1年内开工，2年内全容量并网 [5] - 已纳入前序年度建设计划的项目需在2025年6月30日前取得接入系统批复 [16] 增量项目补充条件 - 选址用地等建设条件成熟、可在一年内开工的项目可申报增补 [7] - 项目需布局合理、功能定位清晰，有助于新能源开发和消纳 [7] - 建设规模需合理，具备接入条件，前期工作充分 [7] - 建设单位需承诺在纳入计划后1年内开工，2年内全容量并网 [17] - 鼓励技术创新示范类项目和已纳入重大应用场景机会清单的项目申报 [8][18] 项目滚动调整程序 - 广东电网公司和深圳供电局需滚动开展供电片区储能承载能力评估 [9][19] - 各地市能源主管部门需会同相关部门确定年度开发布局和规模 [9][19] - 广东省能源局将汇总各地市建设计划并推送至电网企业 [9][19] 项目进展情况 - 广东省各地市2024年度新型储能电站建设计划包含117个项目 [10] - 总规模达17.3GW/34.8GWh，其中电网侧项目107个共17.1GW/34.6GWh [10] - 电源侧项目10个共179.8MW/190.2MWh [10] - 117个项目所在地供电区可接入容量为7789MW [11] 相关项目案例 - 广州恒运储能科技有限公司的5.1025万千瓦/10.001万千瓦时电网侧项目 [29] - 广州珠江天然气发电有限公司2.4万千瓦/2.067万千瓦时电源侧项目 [29] - 深圳元碳新能源科技有限公司20.8万千瓦/41.6万千瓦时电网侧项目 [29]

电网储能调用规模 - 山东144座新型储能在晚高峰用电紧张时段集中向电网输送电能 最大放电功率达803 59万千瓦 刷新全国省级电网纪录 [2] - 此次大规模集中调用体现了储能在关键时刻对电网的支撑作用 通过削峰填谷缓解电网压力 [2] - 储能设施既可当作负荷消纳电能 也可作为电源向电网放电 是维持电力系统实时平衡的重要手段 [2] 新能源与电网平衡 - 山东午间新能源出力达6661 5万千瓦(光伏5589 8万千瓦)创历史新高 但晚间用电高峰时段光伏出力几乎为零 [2] - 储能系统有效平衡新能源出力的随机性 间歇性和波动性 支援全省电力保供并促进新能源消纳 [2] 山东储能行业发展 - 山东新型储能装机规模达940万千瓦 居全国第三 涵盖电化学储能 压缩空气储能等多种形式 [3] - 公司在国内率先建立独立储能参与现货市场交易机制 推进多批次储能示范项目建设 [3] - 通过调度控制系统自动优化计算每个储能电站最佳充放电参数 在用电高峰时段发挥更强支撑作用 [3]

用电负荷创新高 - 7月7日江苏13个设区市用电负荷峰值集体刷新历史纪录，全省最高用电负荷达1.52亿千瓦，年内第三次创历史新高[1] - 苏州3307.5万千瓦、无锡1651.5万千瓦、南京1643万千瓦、南通1304.5万千瓦等城市用电负荷均创新高[1] - 预计7月下旬入伏后可能出现40℃以上连续高温，用电负荷可能再创新高[1] 能源保障措施 - 煤电作为能源结构基石发挥关键托底作用，6月27日全省迎峰度夏支撑性煤电项目配套送出工程全部投运[2] - 常州、盐城、张家港等地600万千瓦清洁高效煤电机组相继投产，提升清洁煤电机组比重[2] - 借助跨省输电工程争取区外来电，7月3日区外受电规模达2248万千瓦，次日攀升至3198万千瓦[3] - 计划今夏区外来电最大达3700万千瓦，优化省间电力现货等短期购电机制[3] 新能源发展 - 截至5月29日江苏新能源装机规模突破1亿千瓦，占全省电源总装机的46%，比"十四五"初增长1.91倍[4] - 7月3日风光新能源发电达6047万千瓦创纪录[4] - 构建多元化储能矩阵，7月6日93座新型储能电站同时放电，最大放电功率714万千瓦，可满足4800万户居民一小时用电需求[4] - 储能矩阵包括64座电网侧和29座电源侧电站，能储存电量1450万千瓦时[4] 储能技术应用 - 江苏新型储能装机761.6万千瓦，涵盖电化学储能、盐穴压缩空气储能等多种形式，装机规模全国第四[6] - 华电仪征风光集中配建储能项目预计年消纳可再生能源电量超6800万千瓦时[5] - 国信苏盐淮安盐穴压缩空气储能项目单次储电量达120万千瓦时，可满足60万户家庭每日高峰用电需求[5] 需求侧管理 - 去年夏季居民空调负荷最高达2796万千瓦，占最高用电负荷近20%[7] - 国网江苏电力通过软件邀约居民调节空调温度，2024年夏季至今年初让出电量负荷超50万千瓦[7] - 江苏启动建设百万千瓦级居民虚拟电厂，整合居民大功率智能电器形成千万千瓦调配能力的"虚拟能量池"[8] - 空调每调高1℃可让出0.06千瓦负荷，全省4300万居民同步行动相当于一座大型电站调节能力[8]

山东新型储能集中调用事件 - 7月11日晚山东144座新型储能电站在用电高峰集中放电 总容量达825万千瓦 实际最大放电功率80359万千瓦 刷新全国省级电网纪录 [1] - 参与主体包括55个独立储能和89个新能源场站配套储能 放电规模相当于济宁市全网用电负荷 [1][10] - 此前江苏于7月6日完成93座新型储能电站集中调用 总容量7248万千瓦 实际调用规模714万千瓦 较去年夏季增长569% [3] 新型储能的技术价值 - 储能设施兼具负荷消纳和电源放电功能 是电力系统削峰填谷的重要手段 [5] - 在新能源出力波动时 储能系统作为"时空调节器"可储存绿电并在用电高峰放电 有效平衡电网 [6] - 山东7月5日新能源出力达66615万千瓦 其中光伏55898万千瓦 但晚间光伏出力接近零 凸显储能调节必要性 [6] 山东储能发展现状 - 山东新型储能装机规模达940万千瓦 位居全国第三 涵盖电化学储能 压缩空气储能等多种形式 [8] - 在国内率先建立独立储能参与现货市场交易机制 推动储能规模化 多元化发展 [8] - 持续高温导致电网负荷四创新高 此次集中调用体现储能在保安全 保供应 促消纳方面的综合效能 [9] 调度管理机制 - 国网山东电力通过调度控制系统自动优化计算各储能电站充放电时间和功率 [10] - 在新能源发电高峰向825万千瓦储能发出充电指令 用电高峰发出放电指令 实现精准调度 [10] - 调度综合考虑社会用电需求与电网安全 实现多元主体协同参与 [10] 行业示范意义 - 此次调用标志着新型储能作为重要调节资源进入应用新阶段 [10] - 为构建新型能源体系 保障能源安全提供了"山东经验"和示范效应 [10] - 山东力争年底新型储能规模突破10GW 并出台配套电价政策 [13]

储能政策概览 - 2025年6月共发布储能相关政策45项，其中国家层面5项，地方层面40项 [1][2] - 政策类别以电力市场、电价政策、需求响应、发展规划为主，广东和内蒙古发布数量最多 [2] - 38项政策被归类为"非常重要"级别，显示政策支持力度显著增强 [2] 国家层面重要政策 - 国家能源局启动新型电力系统建设首批试点，涵盖构网型技术、虚拟电厂等7个方向 [4] - 发改委明确跨省跨区电力应急调度定价机制：送出省按市场价+系统运行费，受入省按现货价格上限执行 [4][5] 地方储能发展规划 - 新疆调峰补偿上限从0.7元/kWh大幅下调至0.262元/kWh [6] - 山西阳泉规划2025年新型储能规模不低于100万千瓦，重点推进多个独立储能项目 [6] - 广东2025年拟建新型储能项目209个，总规模41.81GW/84.59GWh，远期需求达800-1000万千瓦 [7] 新能源配储政策 - 河南纳入63个源网荷储项目，总规模360.65MW [9] - 内蒙古取消储能配置规模硬性要求，改为按需配置，新能源利用率要求不低于90% [9] 电力市场改革 - 湖北现货市场转入正式运行，江苏允许电网侧储能自愿参与现货市场（报价范围0-1500元/MWh） [11] - 河南对独立储能实施收益保障机制：日均收益不足0.765万元/万千瓦时予以补偿 [12] - 南方区域允许独立储能采用报量报价方式参与现货市场，暂不计算运行补偿费用 [13] 电价机制调整 - 江西分时电价浮动比例最高达80%（尖峰），深谷时段下浮70% [20] - 陕西尖峰电价上浮90%，深谷时段下浮90%，创全国最大浮动幅度 [23] - 天津试点输配电价参与分时浮动，尖峰时段在峰段基础再上浮20% [24] 补贴政策动态 - 宁波前湾新区对用户侧储能顶峰补贴1元/kWh，虚拟电厂额外补2元/kWh [26] - 内蒙古对2025年前投产的独立储能放电量执行0.35元/kWh补偿，已支付近1亿元 [27][28] 新兴领域规范 - 贵州虚拟电厂按售电公司方式结算，发电类虚拟电厂报量不报价参与现货 [34] - 陕西要求虚拟电厂调节容量≥5MW，同一节点≥0.5MW，持续时间≥1小时 [35] - 内蒙古首批独立储能项目清单落地，总规模4.75GW/19.7GWh，2025年计划投产2550MW [37]

内蒙古新型储能建设进展 - 内蒙古自治区正积极构建新型电力系统和能源体系 作为国家重要能源和战略资源基地 [1] - 2025年6月集中开工多个全球领先的独立新型储能电站项目 包括乌兰察布市100万千瓦/600万千瓦时电化学储能电站(全球最大单体)、鄂尔多斯市3GW/12 8GWh储能电站群、呼伦贝尔市100万千瓦/400万千瓦时构网型储能站等 [2] - 截至2025年6月底 全区动工34个独立新型储能项目 总装机1480万千瓦 是已建成装机的1倍以上 [2] 项目技术特点 - 新开工项目涵盖多种技术路线 包括磷酸铁锂、全钒液流等电化学储能技术 以及压缩空气储能、熔盐储能等物理储能技术 [2] - 包含全球规模最大的单体电化学储能电站和全球总装机最大的压缩空气储能项目(乌兰察布105万千瓦/630万千瓦时) [2] 行业发展现状 - 2024年以来内蒙古新增建成新型储能装机708万千瓦 同比增长246% 累计装机达1032万千瓦 成为全国首个突破1000万千瓦的省区 [3] - 当前在建的1480万千瓦项目建成后 将继续巩固内蒙古在全国新型储能建设领域的领先地位 [3] 战略意义 - 加速推进新型储能电站建设 有助于解决可再生能源消纳问题 增强电网稳定性和灵活性 [3] - 为能源转型提供支撑 助力构建新型电力系统 强化国家重要能源基地功能 [3]

内蒙古新型储能电站建设进展 - 6月内蒙古集中开工多个独立新型储能电站项目 包括乌兰察布市察右中旗100万千瓦/600万千瓦时项目 鄂尔多斯市谷山梁3吉瓦/12.8吉瓦时项目群 呼伦贝尔市阿荣旗100万千瓦/400万千瓦时构网型项目 以及乌兰察布旗下营105万千瓦/630万千瓦时压缩空气储能项目 [1] - 截至2025年6月底 内蒙古动工独立新型储能项目达34个 总装机规模1480万千瓦 是已建成新型储能装机的1倍以上 [1] - 新建储能项目规模大且技术路线丰富 涵盖磷酸铁锂 全钒液流等电化学储能技术 以及压缩空气储能 熔盐储能等物理储能技术 [1] 内蒙古新型储能发展成果 - 2024年内蒙古新增建成新型储能装机708万千瓦 同比增长246% 累计装机达1032万千瓦 位居全国第一 [2] - 新型储能建设加速推进 有助于解决可再生能源消纳问题 增强电网稳定性和灵活性 为能源转型提供支撑 [2] - 随着已开工项目陆续建成 内蒙古有望在新型储能领域继续引领全国发展 [2]

新型储能发展现状 - 截至2024年5月底，四川省已建成投运新型储能规模84.7万千瓦/164.2万千瓦时 [1] - 四川省计划到2027年底实现新型储能装机规模500万千瓦，其中成都不低于200万千瓦 [1][8] - 国网四川省电力公司已服务265个储能项目并网，149个项目在建 [8] 新型储能技术原理 - 新型储能被称为"超级充电宝"，通过低谷储电、高峰放电实现电网调峰 [2] - 电网侧储能电站可类比为"水池"调节系统，平衡电力供需波动 [5] 用户侧储能应用案例 - 攀钢集团成都钢钒公司建设1.25万千瓦/2.5万千瓦时储能电站，预计12年生命周期节约用电成本5000万元，年均节省400万元 [4] - 巨石集团成都公司建设1.5万千瓦/3万千瓦时储能项目，年用电量3.3亿千瓦时，兼具降本和备用电源功能 [4] 电网侧储能示范项目 - 蜀香储能电站为四川省首批示范项目，规模10万千瓦/20万千瓦时，单次充电可支持10万台1.5匹空调运行2小时 [5] - 配套建设20台5500千伏安变压器和110千伏变电站，年调峰电量5800万千瓦时 [5] 政策支持与行业提速 - 2024年新型储能首次写入政府工作报告，四川省出台专项实施意见和价格机制文件 [8] - 全省遴选19个示范项目，制定独立储能电站和用户侧项目充放电价格政策 [8] - 行业进入建设快车道，企业加速布局用户侧和电网侧储能项目 [6]

新型储能发展现状 - 截至2024年5月底，四川省已建成投运新型储能规模达84.7万千瓦/164.2万千瓦时 [1][4] - 四川省计划到2027年底实现新型储能装机规模500万千瓦，其中成都市目标不低于200万千瓦 [1][4] - 新型储能被比喻为"超级充电宝"，通过谷时储电、峰时放电调节电网压力，是新型能源体系的关键基础设施 [1][3] 用户侧储能应用案例 - 攀钢集团成都公司建设1.25万千瓦/2.5万千瓦时分布式储能电站，预计全生命周期（12年）可节约用电成本5000万元，年均节省电费超400万元 [2] - 巨石集团成都公司部署1.5万千瓦/3万千瓦时储能项目，年用电量3.3亿千瓦时，结合屋顶光伏实现自发自用，同时作为备用电源防范停电损失 [2] - 工商业储能项目采用"投资方+企业"分成模式，企业零成本投入即可获得电费节约收益 [2] 电网侧储能项目进展 - 蜀香储能电站作为四川省首批示范项目，规模达10万千瓦/20万千瓦时，单次充电可满足10万台1.5匹空调运行2小时 [3] - 该项目配套建设20台5500千伏安变压器和110千伏变电站，年调峰电量5800万千瓦时，通过"水池"机制平衡电网供需 [3] - 彭州市该项目采用479个磷酸铁锂电池柜，实现电网侧大规模电能吞吐 [3] 政策支持与建设提速 - 2024年新型储能首次写入政府工作报告，四川省出台专项实施意见和价格机制文件，明确独立储能电站与用户侧项目电价政策 [4] - 全省已遴选19个示范项目，国网四川电力服务265个并网项目，另有149个项目在建 [4] - 政策推动下，用户侧与电网侧储能同步进入建设快车道，形成"自发自用+电网调峰"的双轨发展模式 [2][3][4]

新型储能需求分析 - 广东调频市场需求空间有限，总规模约100-150万千瓦，占统调负荷1%，未来随着独立储能并网规模增加，市场将逐步饱和 [2] - 新型储能主要满足调峰需求，近期总需求规模约500万千瓦，远期至2030年将达800-1000万千瓦，重点布局在新能源富集区和负荷中心区域 [2][10] - 系统在早高峰、午间低谷、晚高峰等时段爬坡能力不足，新型电力系统的低转动惯量特性进一步增加对快速调频和紧急支撑的需求 [10] 项目申报与评估 - 2025年共209个项目申请建设，总规模41.81GW/84.59GWh，较2024年申报规模增长147.6%（以GWh计），其中电网侧储能占比99.8% [3][12] - 系统最大允许接入容量约2416万千瓦，扣除已批复项目容量后剩余可接入1814万千瓦，电源侧5个项目全部建议按申报容量建设 [3][12] - 局部地区申报规模超负荷，如清远（410万千瓦）、韶关（395万千瓦）、河源（329万千瓦）接近或超过当地总负荷 [13] 现存问题 - 项目扎堆选址导致接入资源紧张，如韶关丹霞站供电片区申报11个项目总规模172万千瓦，超变电站150万千瓦供电容量 [13][14] - 220千伏变电站间隔资源不足，早期变电站受土地限制无法扩建，业主倾向220千伏接入但电网可提供间隔极为有限 [14] - 2024年批复项目实际并网率仅15.2%（119万千瓦/785万千瓦），部分项目未按承诺时间开工 [7][8] 规划与建议 - 实行全省总规模管控，"十五五"期间需求规模控制在800-1000万千瓦，单个项目规模宜为5-20万千瓦，优先110千伏及以下电压等级接入 [5][15] - 年度建设规模建议200-300万千瓦，对逾期未开工项目清理核查，释放接入资源 [6][8][16] - 分层分区布局储能电站，重点部署在负荷密集、新能源汇集、直流馈入等关键电网节点，避免逆调节作用 [11][14] 技术接入标准 - 5-15万千瓦项目优先通过110千伏接入，20-30万千瓦可考虑220千伏接入，超30万千瓦需专题论证 [11] - 同一220千伏供电片区允许接入容量约20-30万千瓦，500千伏片区约40-80万千瓦，超规模需专项评估 [11][12] - 储能接入需优化电力曲线和系统调节特性，避免引发电网额外升级改造 [11]