关于储能电站相关情况的简要介绍

关于储能电站有关情况的简要介绍
一、储能电站总体概况
（一）运营模式分类。

储能电站根据运营模式不同分为用户侧、电网侧和电源侧储能电站，其中用户侧储能电站主要通过现有电网设施向工商业集聚区直接供电，通过峰谷套利模式赚取差价，并与用电企业单独结算；电网侧储能电站主要服从国家电网指令进行调峰调频，收益来源于调峰服务费和峰谷充放电差价；电源侧储能电站主要建设在大型光伏电站和风电场周边用于配储或储能容量共享，并收取一定租赁费，目前各地针对新能源发电企业大多制定了强制配储政策并约定具体比例。

电网侧和电源侧储能电站可相互兼顾，但用户侧储能电站不能兼顾其他。

（二）项目审批事项。

1.储能电站的建设目前无需前置性审批，按照一般项目办理项目备案即可，因涉及外通线路、升压站等电力设施建设，还需市级发改部门核准；2.项目安评、能评、环评亦无特别要求，按照一般项目予以办理；3.项目选址需设置在距离500千伏变电站2公里以内，其他无特别要求。

考虑到项目综合用地成本，建议项目可在乡镇寻找建设场地。

（三）储能电站政策支持概况。

国家发改委、国家能源局2022年3月印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，分别从技术创新、试点示范、规模发展、体制机制、政策保障、国际合作等重点领域对“十四五”新型储能发展的重点
任务进行部署，同时要求：各省级能源主管部门编制本地区新型储能发展方案，明确进度安排和考核机制，科学有序推进各项任务。

基于此，湖南、河南、黑龙江等地已陆续出台相关政策（出台具体政策省、市总计32个以上）。

（四）市场开拓和预计收益。

电网侧储能电站需与当地省级国家电网建立业务合作，通过合约确定充放电价格和调峰调频服务费，并接受国家电网调度指令进行储能电站运营。

电网侧储能电站还可通过向安徽省境内新能源发电企业提供配储容量收取租赁费，具体租赁费标准由双方沟通确定，一般为22-25万元/MWH。

按照电网侧储能电站的盈利模式，同时参考湖南、河南等地已出台的相关定价和补贴机制，250MW/1GWH电网侧储能电站理想状态下的年营业收入为14400万元（租赁费22*400+峰谷套利300*0.3*400000+调峰服务费2000），但实际运营收入将受省内政策出台力度和支
持范围、新能源和电力系统状况、项目方市场拓展和运营能力的影响较大。

二、储能电站建设的实际意义
（一）从国家层面，构建以新能源为主体的新型电力系统是实现碳达峰、碳中和最主要举措之一，但新能源发电前期因不能及时存储并网导致“弃风弃光”情形严重，目前认为新型储能电站的建设和运营能够很好地解决此类问题。

（二）随着电源侧集中式与用户侧分布式新能源的大规模并网运行以及电动汽车、电力电子化用能产品等新型用能设备的涌现，新型电力系统的可靠性面临着巨大挑战，从根本上改变了传统电力系统“源随荷动”的运行模式。

而新型储能技术目前被视为新型电力系统的“稳定器”，并且技术处于不断完善与探索之中，性能提升潜力与成本下降空间较大，能够保障将电力系统的充裕性和安全性控制在一个合理的、可接受的范围和水平之内。

因此，各地要求新能源发电企业在项目建设时须配套一定比例的储能容量指标。

（三）从地区层面，电网侧新型储能电站的建设以及后期运营主要接受省级国家电网调度，调度指令根据全省电负荷情况进行统筹考虑，因此无法做到对当地范围内的用电情况进行重点保障。

三、项目落户可行性分析
当前，新型储能电站项目建设处于初始阶段，大多数为应用示范性项目，前置性审批、建设指标和选址均无硬性条件，环评、能评、安评亦无特殊要求。

此外，按照国家《“十
四五”新型储能发展实施方案》要求，各省即将出台支持新型储能电站发展的实施方案，进一步明确相关市场运营、定价机制等内容。

因此，我们认为项目方在金安区内建设电网侧储能电站不存在实质性障碍，原则上可行。

虽项目落地不存在实质性障碍，各省关于支持新型储能电站发展的实施方案即将出台，并且理想状态下的营业收入预计在1亿元以上，但省内政策出台的力度、支持范围、项目方市场拓展和运营能力均存在不确定性，故项目可行不等同于能够长期稳定的开展运营。

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