南方区域新型储能参与辅助服务市场的盈利性研究任畅翔中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司研究中心经营计划部副部长各位老师，各位专家，还有直播间的各位观众，大家下午好，感谢华电的组织和邀请，今天我给大家分享的主题是南方区域新型储能参与辅助服务市场的盈利性研究。我今天的一个分享其实是站在市场化主体的角度来分析我们辅助服务市场对于并网主体的影响。首先我会介绍两个细则运行的一个结算机制，包括我们整个辅助服务市场它的一个运行结算机制，以及对我们整个并网主体收益的影响，最后我会以储能参加南方区域辅助服务市场的一个收益分析做一个实证的一个介绍。首先我们来看一下并网主体辅助服务的一个结算机制，首先我们在分析了一下辅助服务市场在电力市场架构体系中的一个位置，辅助服务市场其实是我们电能量市场的一个配套，它的一个主要的一个功能就是保证我们电力的一个频率和电压的稳定，它主要的作用其实就是服务于电能量交易，然后根据我们国家新版的两个细则，目前我们辅助服务的品种包括了我PPT里面展示的这些内容，我们新的规定增加了标红的这部分，包括专门惯量爬坡稳定、稳定切机、快速切负荷等多个辅助服务的品种，新规定这样一出来以后具有较强调节能力的这个发电侧的资源，就包括我们的一个火电加储能，还有我们的独立储能，以及我们用户侧的资源，包括我们的一个虚拟电厂，还有一些复合聚集商，预计将会在辅助服务市场领域可以参与到更多品种的交易，进一步获得补偿。接下来我们来看一下辅助服务费用在整个电价体系中的位置，辅助服务费用其实是我们国家市场化电力价格的一个组成部分，目前辅助服务费用在电价体系中其实并没有剥离出来，它是由发电侧再分开，现阶段是包含在我们的一个上网电价中，目前受到新政的影响，辅助服务费用未来会从我们固定的一个销售目录电价体系中逐步剥离出来，就变成我们单独的这一个辅助服务费用一这一章。接下来我们再对比一下就是我们国家与国外辅助服务费用的一个水平，我们国家截止到2021年，就是可再生能源的一个装机占比已经接近45%，但是我们整个辅助包括调峰在内的这个辅助服务费的这个费用只占到全社会总电量的1.5%，我们对比国外就是英国它在2015年的时候，可再生能源装机占比是在28%，但是他们的一个辅助服务费用在2015年的时候基本上就到达了7%~8%这样一个水平，其实英国的辅助服务费的它的一个品种是比较多，价格比较高的，我们之前在做英国的一个储能项目投资测算的时候，可以测算储能参与到英国的这个辅助服务市场收益其实是很可观的。未来来看，就是随着我们国家新型电力系统的构建，新能源的一个大规模的一些发展，稳定电网的一个辅助服务的一个需求空间还是非常大的，辅助服务的一个电价未来还是会有很明显的一个上涨空间。接下来我们对比一下就是我们国家2021年12月份发布的一个新版的两个细则与旧版的一个对比，在以下方面都做了修订和调整，首先就是在主体方面其实是扩大了一个并网主体的一个范围，新型储能和用户的一个调节负荷被正式列入到并网主体，对于储能来说就意味着在并网运行和辅助服务上，新型储能将会获得独立的一个主体资格。目前大部分的这部分发电侧的一个并网的一个新型储能，它都是与我们的火电发电厂去合建，然后与火电的这个名义去参与到两个细则的一个管理和辅助服务市场。获得独立的一个地位，是储能产业一直以来的一个诉求，这样一个新的规定其实是给未来储能行业的一个发展奠定了一个良好的一个基础。第二就是我们用户侧的这个调节负荷，其实既包括了单位用户，也包括了通过聚合商、虚拟电厂这些形式聚合的一些可调节的一些负荷。第二个部分就是丰富了交易品种，交易品种是进行了进一步的丰富，新规定是增加了多个辅助服务的一个品种，刚刚前面也介绍到了，然后我们新的辅助服务品种，它的一个体系鉴定会相对来说更加清晰，符合专业常识认知的这种电力品种的分类，就包括有功无功以及事故应急和恢复。第三就是在补偿机制方面它做了进一步的丰富，以前基本上是在固定补偿一个基础、固定补偿的一个基础上去算那个收益，现阶段是增加了一个市场化的一个补偿机制，可以通过市场化的一个竞争来形成这个补偿的价格，最后就是它的一个价格的一个传导机制。新的规定它里面也提到我们的一个电力市场化用户，也可以参与辅助服务的提供和补偿费用的一个分摊，这是这4点主要的一个对比。接下来我们简单看一下国内外它的一个辅助服务品种，目前我们国家还保留了调峰的这个市场，但是在国内外国外比较成熟的电力市场中，这一部分基本上就是在现货市场中可以解决。所以说随着我们整个电力市场的一个发展，特别是现货市场或者全国统一电力市场的一个建设，未来它的会进一步取消这部分调峰的产品，同时前面也分析到了我们整个主体，包括我们费用分摊的主体，以及我们服务提供的主体会进一步扩大，同时我们这一部分辅助服务费用会纳入到输配电价的体系中单独列出来，这是未来的一个趋势的一个展望。接下来我重点介绍一下并网主体的一个考核与补偿，因为对于并网主体来说，它基本上遵循的就是两个细则的一个考核，还有我们如果有调峰调频单独的一个市场，就有会市场化的一个交易机制。其实两个细则里面其实是详细规定了发电厂它的一个并网运行的考核，以及他去参与辅助服务的一个补偿标准，首先就是在并网运行的一个部分，如果并网主体达不到并网运行管理的要求，或者是没有按照约定来提供有效的电力辅助服务，是需要支付考核费用的，并网运行的考核它的内容非常多，我这里是参考了国家能源局发布主体的要求，就包括了安全管理、运行管理、检修管理的内容，这里我列出的是通用的一个考核要求，对于光伏风电以及储能这样一些特殊的一个并网主体来说，它的一个考核内容会有差异化的一些调整。另外一个重要的方面就是辅助服务部分，相当于就是我的并网主体去参与有偿的电力辅助服务会获得补偿，然后辅助服务部分它其实分了两种，一种是基本的辅助服务，还有一种是有偿的辅助服务，基本的辅助服务基本上是不进行补偿的，而且这些基本的辅助服务有部分是并网考核运行的内容，如果服务达标了，我不补偿我也不考核。但是如果服务不达标将会面临考核，对于有偿的这一部分，就是包括了我的一个调频，有偿的调频就是一次二次，还有我的深度调峰、备用，还有爬坡等这些品种。接下来我们看一下单个电厂两个细则对它的一个收益的影响，我们在了解完考核和补偿的机制后，我们可看一下电力调度机构，它如果考核了相关的并网主体，因为调度机构它是可以有考核的一个收入的，这个收入怎么来？其实是由并网发电厂去缴纳的，并网发电厂的一个考核电量，要乘以所在结算省份区上一年的一个平均上涨电价加上黑启动的一个考核金额，这就是总共收到的这笔收入，然后收到这笔钱以后，这笔钱是要返还给发电厂的，是按照上网比例去返还的。现在比如说我是一个火电厂，我在运行过程中基本上都遵循了我的一个并网调度的规定，我收到的考核电量相对来说就会比较少，但是我是可以收到基于我整个上网电量返还的这部分考核费用的，所以对于我这个火电厂来说我就是赚了，然后另外就是补偿的这一部分，补偿的这一部分就是并网主体如果参与了有偿的服务，按照两个细则或者市场化的一个辅助服务市场的一个结算机制，我就可以获得一个补偿的一个金额，这部分补偿的金额哪里来？就是由各个发电厂按照上网电量的比例去区分它，比如说我是一个储能，我现在参与了较多的一个有偿服务，我既参与了调峰也参与了调频，可能还有的一些其他的一些有些地区还有一次调频，有偿的一次调频，参与了这种较多的一个有偿服务，获得了这个补偿的金额，但是由于我是储能，我的一个发电量相对来说是比较少的，我分摊的就少，所以说我就是赚了这个就是单个电厂它参与两个细则的一个净收入，它是分两个部分，一个就是补偿的部分，还有一个就是考核的部分，净收入就是等于我们补偿的总收入减去我们补偿分担的费用，还要加上我们考核返还的费用，再减掉我们考核的1个总费用，这是单个电厂它的1个收益的1个影响。接下来介绍一下辅助服务对于并网主体的一个影响，首先就是辅助服务，基于前面的这个结算机制和收益成本的这个分摊规则，在整个辅助服务市场中，成本方一般都是为我们并网考核不过关的机组，或者是我提供有偿服务占比较少的机组，主要为调节能力比较差的这些新能源，就是我们所说的光伏、风电，还有还有我们的核电，另外就是收益方基本上是相对灵活的一个资源，主要是包括储能、煤电、气电和水电的这些资源。接下来看可以根据我们能源局披露的数据看到，除去光伏和风电，它自身承担了考核的费用外，还需要按照自己的发电量比例参与分摊辅助服务费用的一个补偿的这个费用，从这个实际的效果上来看，其实上是实现了新能源发电购买火电水电等机组的这个调峰备用服务的一个效果，而且从图中可以看到我们火电机组它的一个补偿及分摊的费用占比最高，其次就是我们的水电机组。接下来看一下火电和储能这一个受益方他们在整个服务市场中的一个地位，火电的储能从火电来看，就是2019年能源局披露的一个数据2019，年当时储能还没有明确作为一个独立的主体，然后火电这里面就包含了单独的一个火电或者是火电加储能这样的一个形式，然后可以看到2019年的第一季度我们国家发电各类发电机组共获得了一个电力辅助服务费的补偿是127亿元，然后火电机组它的获得的一个收益就高达120.62亿元，占比是达到了接近95%。然后关于储能的部分其实从2021年我们国家发布加快推动新型储能发展指导意见开始，很多政策已经逐步引导新型储能参与到辅助服务市场，首先它是明确了储能可以作为独立的主体去参与到辅助服务市场。第二是进一步扩宽了储能可提供的一个辅助服务的一个品种，其实储能参与辅助服务市场是非常有优势的。首先就是在调频的一个性能方面，它是所有机组中最优的。在调峰的方面，虽然火电的一个灵活性改造成本最低，但是储能它也是有它自己的特点，包括它的一个快速投产短时调峰的一个优势。第三就是转动惯量这部分也是可以通过储能模拟来实现的，然后爬坡的这部分火电的一个灵活性改造，燃气水电还有储能都是可以同步提供爬坡的这个能力。然后无功的一个平衡方面，现在已经完成储能辅助燃气机组的一个黑启动的实验，所以说储能它参与辅助服务的优势，还有它的一个品种都是非常有优点的。接下来看一下辅助服务市场对于新能源的一个影响，这个可能是广大新能源业主比较关注的一个问题，我们这边是收集了西北区域，还有广东地区的一个辅助服务费的一个对比，从数据来看，全国大约的一个辅助服务费的一个分摊是在1~2分1千瓦时这样的一个区间，有些项目是超过了2分，已经算比较高了。比如说我们这里显示的这个宁夏的这个光伏项目，以及广东的这个湛江一些风电的一个辅助服务费，它某些年份也是超过了2分。然后从它的这个占比来看，辅助服务费的一个占比它的一个比例那个区间非常大有2%，也有接近10%的。这个数据，这么看起来其实是有点震撼，而且我们可以看到西部地区它普遍是在5%以上这个占上网电价的比例，一方面确实就是西部地区它的一个辅助服务费用的一个分摊成本是比较高的。另外一个方面就是我们西部地区它的一个新能源的上网电价也会对比南方区域偏低，导致辅助服务费用有的项目已经超过了10%的一个上网电价，对于新能源这一块的收益有很大的影响，比如我们现在去做一些新能源的一个并购项目的一些估值，辅助服务费这块也是我们会重点关注的一个点。然后另外就是从区域的一个辅助服务费也可以看到新能源占比装机占比比较多的区域，比如说我们的三北区域辅助服务费的一个比例确实是比较高的，是跟目前也是跟国际的情况和未来的一个趋势是一致的。接下来我再重点介绍一下储能去参与南方区域的一个辅助服务市场的一个收益的一个分析，首先会介绍一下我们全国和南方区域辅助服务市场的一个建设进程，然后会以一个案例来来说明一下储能这样的策略和收益。首先就是我们国家目前的一个辅助服务市场其实是可以分为区域和省市两级的，然后电改以来，就是从2015年开始，南方区域的一个电力市场其实一直是走在全国前列，辅助服务市场这一块南方区域基本上是建成了以区域调频加区域备用以及省级调峰的多品种多功能的辅助服务市场体系，有效的提升了整个南网经营区的这个系统的一个调节能力。接下来就是南方区域的2022年版两个细则的介绍，根据国家能源局2021年年底发布的两个细则，南方能源局南方能监局又发布了2022，年最新版的南方区域两个细则，新版的南方区两个细则其实是目前就是全国范围内来看是最详细，覆盖面最广，储能调峰补偿单价最高的一个区域电网辅助服务实施细则，而且它对于储能的一个并网以及辅助服务，有一个单独的一个附件进行的规定，然后里面就提到纳入范围是以地调以上5兆瓦一小时的这个图，因为储能电站这一个门槛值是非常低的，相当于是个为了最大规模的调用我们这一部分独立储能，另外就相当于是不受到一个接入位置的一个限制。接下来看一下南方区域它的一个调频辅助服务市场的一个建设进程，2020年10月份就是发布了这个市场建设方案，然后分了两个阶段去建设，初期是覆盖了我们的中东部，包括广东、广西和海南这三个省，然后和还有一个云南的一个异步的一个电网，然后这几个地区稳定运行以后，2022年贵州纳入电力市场的交易范围，然后2020年年底，它整个区域的一个市场是正式启动试运行，成为全国首个区域级的一个调频辅助服务市场。我们看一下就是经过2021年的4月份的这种开启的这种试运行的一个结算数据，可以看到广东地区它的一个调频的一个中标容量是最多的，未来在同一区域的市场中还是会有竞争优势的。比如说我们在区域的一个竞争中，我广东地区的这部分调频的资源，其实是可以参与到我们广西或者贵州的这一部分辅助服务的，因为我们这边资源多，竞争激烈，然后性能又优，可能价格上也会更有优势。第二，就是整个区域的这个辅助服务市场的一个启用，其实是促进了市场更好的发展，我们的这些参与主体进一步提升了自己的性能。试运行期间，我们整个的一个平均调频需求和出清容量已经达到1100兆瓦以上，比我们起步区的市场增加了30%，然后重要的机组是突破100多家，然后日均的一个调频里程大概是在22~25兆瓦，比我们的一个广东起步区的一个数量和那个里程都有一个明显的上涨，然后月均的一个市场规模费用大概是在1亿元左右，较两个细则实施期间扩大了8倍以上，这个成效还是非常明显的。接下来就是南方区域的一个备用的一个辅助服务市场的一个建设，备用的辅助服务市场是比较新的，就是说在调频市场试运行以后，建好以后，南方区在2021年开始建设备用的一个市场，也是分几个阶段，近期主要是建设跨省备用辅助服务市场，备用紧缺省区向备用富余省区购买这个备用容量，各省区还是沿用现有的两个细则去开展这个结算和管理，中期就是各省区可以建设单独的省内的这个备用辅助服务市场，也可以建设与省级现货市场联合运行的这样一个省内备用辅助服务市场。远期就是根据整个地区的一个现货市场的一个发展，将跨省的这个备用市场各省内的一个备用市场进行融合，形成与电能量市场和辅助服务市场联合出清的这样一个市场，这是整个备用市场它的一个进程。长期来看，因为储能它有一个比较好的调节性，以及我们现在的一个市场建设也会逐步完善，就包括我们的调频，还有我的一个费用都在往区域的一个市场上去发展，未来它的对于整个地区对于调频和备用这些辅助服务的一个需求会进一步增加，未来储能在南方区域的市场中将会有机会发挥更大的一个作用。接下来就是介绍一下我们储能的一个盈利模式，新型储能去参与了电力市场首先是要保持一个独立的身份，独立的储能它是有要求的，它是指具备独立计算控制等技术条件，同时需要具备法人资格的这样一个新型储能项目，它的一个储能应用场景其实非常多，我这里大概就总结了4点，一个就是大规模地区就是新能源，地区也不一定是仅仅限制新能源，比如说我们大规模的核电地区，他可能也是有调峰的一个需求的。第二就是我电网侧的这部分调峰来缓解我的电网侧的这一部分投资。第三就是我它可以作为一个独立的主体去参与到各类辅助服务市场，去提供我的一个电压和那个频率的支撑服务，最后还可以以虚拟电厂的一个形式，这边是针对用户侧分布式的那些储能，它可以采取虚拟电厂集控的方式去参与到整个电力市场。这里我们也梳理了各个地区它的一个新型储能的一个深度规定，你可以看到目前全国各地基本上是采用的一个市场化的一个补偿，南网区域现在因为没有一个区域的一个调峰市场，我们现在南方只有区域的一个调频和备用市场，调峰市场现在还没建立起来，所以区域的一个调峰市场目前还是按照的一个固定两个细则里面规定的固定补偿的一个数。然后固定补偿的金额，比如说我们的广东地区是可以高达将近7毛9将近8毛钱这样一个水平，然后国网区域主要是采用市场化的一个补偿模式，收益的一个不确定性是比较强的，因为它是要通过报价，然后通过出清价格去确定那个最终的一个成交的一个价格。大多数地区其实对储能都设置了一个进入门槛，你可以看到就是我们西北地区它的一个门槛基本上是要在10兆瓦两个小时以上，然后我们的南方和东部地区它的一个容量的门槛相对来说会会小一些。接下来看一下我们新型储能它的一个调峰的一个定价模式，南方区域像贵州、广西、海南这几个省份，它是建立了调峰市场，如果有调峰市场的，各省就是按照市场化的机制进行一个补偿，通过竞价出清这样的模式，广东云南这些省份它是没有调峰市场的。没有调峰市场的，还是沿用区域市场以及趋势，还是沿用我们固定的这种补偿模式，然后华北和华中市场基本上是采用竞价的这种模式，就是所有的中标者通过报量报价，最终以出清价格去结算，就是定价模式的一些差异。然后接下来看一下各地信息储能它能够参与调频的一些规定，你可以看到就是调频的一个补偿大差不差，主要是分为里程补偿和容量补偿两个部分，然后各地的一个补偿标准差异也是比较大的，而且计算的方式包括我的K值，还有我的一些计算，其实也会有比较大的差异，同时也会有一些品种衔接的问题，就刚刚讲到了我们储能可以去参加调峰，也可以去参加调频，但是比如说我山东里面就提出我调峰和调频我是不能同时参与的，但是福建他的行为则就明确我的机组在参与调频市场的过程中，如果满足我们深度市场的那个要求或者启停市场的这个参与标准，也可以获得相应的一个调峰的补偿，所以说各个地区的一个政策都不太一样，所以说我们在做储能盈利的一个测算的时候，是需要深入的分析各个地区它的一个电力市场规则的。接下来就是我们独立储能的一个盈利模式的一个分析，刚才讲了这么多就是独立储能它肯定现在已经政策默认，它是可以作为一个独立的主体去参与到辅助服务市场来获取收益的，辅助服务市场获取收益现在有几种。深度调峰目前全国都支持，然后二次调频就是AGC调频，目前全国也都支持，但是有几个地区还是对于储能的这个支持政策力度会相对来说更大一点，比如说我们的山西，刚刚前面的那个孙主管也介绍了，山西它是可以参与到一次调频的，然后我们南方区域这边就是新版的这个规则也是有有偿的一次调峰，是支持储能参与的，然后南方区域还有一个新的品种就是，可以参与到无功调节这部分的一个收益。第二就是储能在整个电力市场我去充电放电，它是可以获得电力市场的这部分峰谷价差的一个收益的，如果有现货市场运行的一个区域，就按现货市场的一个发电侧的节点电价去算，如果没有现货市场运行的区域，就会设定一个中长期的一个价格去确定储能它的一个充电放电的价差收益，最后就是说这两个收益加起来以后能不能满足我们储能的一个运行的收益要求，其实大概率是不行的，因为我后面会有一个实证会介绍到，因为辅助服务市场的收益和电力市场的一个收益在很多地区就特别是我们国网区域，它基本上都是以竞价的一种模式，它的一个收益其实是波动的，收益是波动，在这样的条件下，它肯定是需要新能源给一定的容量补偿来做一个兜底。然后收益模式现在全国的一个推广程度，首先深度补偿的这种模式全国是普遍推广的，然后调峰补偿加容量租赁的这种模式在很多地区已经已经在做了，包括湖南、宁夏、河南、广西这些地区，他们都是支持有调峰补偿加新能源给一部分容量租赁费的这种模式，然后现在山东地区是走的比较前的，他们对于储能的这部分市场机制，他们现在是支持现货市场加容量租赁加辅助服务的一个补偿，去作为它的一个主要的一个收益来源。然后广东这边的政策，现在现货市场和辅助服务市场都是支持的，但是容量租赁现在的一个政策还完全没落下来，还是一个等待落地的一个一个模式。然后因为储能他前面也讲到，他既可以参与到电力市场，也可以参与到我的一个辅助服务市场，辅助服务市场里面也有很多品种，包括我们的调峰调频，还有一次调频，二次调频这些，调峰还有深度调峰这些，他可以参与的市场非常多，所以对他的一个调度会有一些比较难点的地方，刚刚那个国网研究院里面的那个孙主管也提到，比如说我如果是一个电池，我单独去做AGC的一个调频，我平均1.3年就要更换电芯，所以说在我们传统的这个固有的认知里面，是不是调频的电池就真的只能做调频，他在做调频的时候是不能做调峰，因为调频的电池它的损耗是非常大的。然后我们在做项目的时候，也跟宁德时代的一些专家沟通和了解到，其实调峰的同时对于电池来说它是可以做调频的。相当于是只要我电池带功率运行的一个条件基础上，我去做微小的一个一个调节，上调下调就可以满足我调频的一个需求。然后一旦调频的一个时长，不是我们常规中想象的，我充2个小时放2个小时，只有4个小时去参与调频，那就不是很划算，广东地区如果我们执行一充一放的政策可以有10个小时去参与调频，为什么会有这么长？就相当于是我把充电时长我延长到8个小时，我要非常低的1个功率去充电，整整8个小时才充满。在这8个小时中间，我是可以带功率去调整，然后可以得到8个小时的1个调频时间，然后2个小时放电我也是可以带功率运行，然后做快速的1个调节，可以有10个小时的1个调频的时间，如果是两充两放的这种条件下，我就有13个小时的1个充电，然后加4个小时的1个放电，只要我带功率运行我就可以做调频，然后因为我带功率运行的时候，我的电池功率比较低，然后电池的温度比较低，所以我功率波动对于我们整个调峰电池它的一个寿命影响很小，所以说做调峰的电池它同时是可以做调频的，只要你把那一部分调频的电池切割7.5%出来，就可以同步的实现。第二就是在电能量市场怎么去调度，然后怎么与辅助服务市场相衔接。首先政策里面就已经明确讲了，如果是在现货市场运行的区域，我们的一个储能就是执行发电侧的一个节点电价，采用自调度的模式，是价格的一个接受者，它充电和放电它都可以进行，无论是在丰期还是枯期，他都可以自如的去调度，但是他最终的一个结算价格就是按单日的那个发电侧的那个节点电价的最高值和最低值去结算。然后中长期市场如果没有现货市场的这个信号电价的信号，它是可以与我们我们的用户或者是我们的电网公司可以与国内的储能签订高峰时段，还有低谷时段的一个市场的一个中长期合约的。第二就是调频的这部分容量是有单独的一个电池模块去满足的。第三，就是它与其他辅助服务的一个同时性，它是不是可以在同一个时间内既可以做调频，又可以做深度调峰，还可以是做一些无功支持的一些工作，这个是需要政策支持的，前面也讲到山东地区它是不允许同时参加的，然后福建地区它是可以同时参加的，这个去看各个地方的一个政策。接下来我们介绍一下我们广东省它的一个新型储能的一个布局，我们目前是重点布局在4个地区，包括广州、江门、阳江和韶关。广州其实是提升城市可靠性的1个需求。江门和那个阳江其实是属于我们广东省的一个核电的一个基地，然后还有火电的一个送出基地，特别是阳江地区，还有我们大规模的一个海上风电需要送出，所以说会布局一些储能，然后韶关是有大规模的一个新能源并网，然后要送出往南部送出，所以说也有那个储能的一个布局，这是它的一个布局的一个情况。然后我们来看一下电化学储能电站它的一个度电收益，我们那个磷酸铁锂电池现阶段价格现在对比2020年好像只有一个趋势，这样的情况就是1200已经上升到最高的时候，上升到2500块钱已经报价了，我们根据它的一个循环次数，还有它的一个运维成本是已经这些去估算，可以看到磷酸铁锂电池它的一个度电成本，按目前现在2000多块钱的造价水平，它的一个度电成本将近是在4毛钱一度电的这样的一个水平，这4毛钱的这部分成本怎么在市场上来覆盖。这里我们从这几个方面去分析，首先就是我们以广州这个市场为例，首先他可以在支持在电能量市场获得收益，因为广东现在已经是现货市场的一个长周期运行结算了，按照两充两放，我们盈利储能是要执行现货市场它的发电侧的一个节点电价，节点电在这里我们是根据2020年8月份、2021年5月份和2021年11月以及22年3月份的一个日前的一个市场价格进行的一个统计，这里的一个平均充放电的价差只有2毛1，你有这样的一个水平，比起中长期市场它这个价格更低，但是在现货市场运行的一些区域，我们独立储能就是要执行这个现货市场的这个阶段，两能量是不能够覆盖我前面的4毛钱的度电成本的，我们再看辅助服务市场它能获到什么样的收益？其实对于辅助服务市场来说，储能获利多少取决于它的一个调度，它调度的次数越多，它的获利的一个可能性就越大。首先我们看一下深度调峰目前是按7毛9分2的这样的一个千瓦时的水平去调，但是我们两个细则它是有效期是5年，我们现在是在测算的时候会考虑谨慎性的一些原则，我们按每5年退坡的一个方式测算，就比如说我前5年是按0.792这样的一个水平，到后5年下降到5毛，然后逐步下降到3毛，然后在最后逐步下降到1毛这样的一个水平，就是逐步退坡的一个过程，然后深调的一个次数，现在我们是在调度获取的次数大概是300次一年，这个跟前面几个专家介绍的也大差不差，但是我们认为独立储能它的一个深度调峰它的一个启动条件其实是不明确的，因为在火电机组和气电机组完全没有完调度调入到极限的情况下，它也应该如果有明确的政策规定是要优先调度储能的话，它才会有300次这样的一个机会，如果是按实际的一个需求，基本上就是按节假日和双休日的周天这种，还有几个极端天气的情况全天的生效次数可以考虑70次，所以基于这样的一个一个数据，我们对于这个测算我们做了高中低三个方案，然后一次调频其实也是收集了广东电网它连续7天的一个调频数据，最后得出的收益是54.9块钱每兆每日，然后二次调频的部分我们是参考火电机组切割了7.5%的这一个容量，它这部分容量它只做二次调频，然后这边的调频的一个次数是数字是241.5块钱一次，然后日调频的一个里程收益可以达到3074块钱每兆瓦每日，然后调频的一个容量收益就比较少，就是25块钱一兆瓦每日，这是整个调频它的一个市场上的一个收益。然后接下来就是我们它的一个固定容量的一个收益，就是新能源可以向储能电站支付一定的一个容量补偿费用。如果新能源区自建储能电站，我们在2500块钱这样的一个造价水平下，相应的大概算出来它需要掏的成本是45块钱1千瓦每个月。如果是我们采用独立储能电站去回收，因为独立储能电站它不仅在电能量市场上去套利了，它还在辅助服务市场上有一部分收益，因此它对于新能源的这部分收益的容量的收费，它可以相对来说会更低一些，然后现在我们定的就是30块钱1千瓦，当然这个价格目前南方区域也没正式的发布，就是交易中心和广东能源局目前还没有正式的发布，每个地区的一个定价其实是不一样的，电能量市场如果价格价差比较高的地区，这个价格可以适当的调低，比如说我们现在看到有些地区像湖南一些地区，还有江苏一些地区，他们一年的一个成本大概是200块钱，就折合下来十几块钱一个月，但是广东这边的市场它的一个现货的一个价差确实是非常低的，所以说它还是需要相对来说较高的一个容量电费去支撑，然后目前的这个政策确实是还没出来，然后经过以上的这个测算，我们现在把电力市场的收益，辅助服务市场的收益和容量市场的收益进行了加总可以看到根据高中低方案的一个实证数据，电力市场的收益要达到我们整个项目总收益的23%~25%，然后辅助服务的一个收益要占到11%~25%，然后容量补偿这部分收益其实是大头要占到50%~60%，才能满足我们这个储能投资7~8%个点的资本金的一个回收的可能，所以说辅助服务费的一个收益是新型储能收入的重要补充，对于我们提升项目收益是具有重要作用的，我的分享结束，谢谢大家。注：文字实录未经专家整理核实，仅作参考使用，具体解释权归本次会议主办方所有。未经授权，请勿转载