2020年5月，福建晉江儲能調(diào)頻電站獲得了國內(nèi)首張獨立儲能電站發(fā)電業(yè)務(wù)許可證；
隨后的試運行過程中，晉江儲能電站的調(diào)頻里程占據(jù)了全網(wǎng)總調(diào)節(jié)里程的一半以上，但隨后被認為秒級的響應(yīng)對系統(tǒng)貢獻不大，降低了其計算費用時的里程；
包括儲能在內(nèi)的快速響應(yīng)資源被允許進入調(diào)頻市場，是一大進步，但如何發(fā)揮作用，衡量價值，同時平衡各方利益，將是一大難題。
根據(jù)福建能監(jiān)辦2019年發(fā)布的《福建省電力調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易規(guī)則（試行）（2019年修訂版）》，不小于1萬千瓦的儲能設(shè)備、電站，可作為獨立第三方，參照常規(guī)調(diào)頻機組的標準參與調(diào)頻市場。
2020年5月，晉江儲能電站獲福建省首張獨立儲能電站發(fā)電業(yè)務(wù)許可證，并隨后進入試運行階段。
裝機容量30MW/108.8MWh的晉江儲能電站試運行中主要參與了福建的調(diào)頻輔助服務(wù)市場。
有消息稱，近期相關(guān)部門召開了晉江儲能電站參與福建調(diào)頻輔助服務(wù)交易研討會議，對晉江儲能電站參與調(diào)頻市場的情況進行了討論，主要討論結(jié)果如下：
1、實際結(jié)算中，以常規(guī)機組k1，k2，k3最高值為儲能電站調(diào)頻系數(shù)賦值，并且儲能電站綜合調(diào)節(jié)性能k值最大取1。
2、調(diào)整儲能電站的計算里程，調(diào)整方式為“儲能電站調(diào)頻容量÷電網(wǎng)調(diào)頻需求總?cè)萘俊脸Ｒ?guī)調(diào)頻機組總里程”，將儲能電站調(diào)頻里程占全網(wǎng)調(diào)頻總里程比例由一半以上降至3%至6%。
3、儲能電站按照其交易電價計算儲能電站的分攤費用（儲能電站暫無核準電價）。
4，保留對儲能電站調(diào)頻總收入修正的權(quán)利，設(shè)置調(diào)節(jié)系數(shù)N，調(diào)頻儲能電站調(diào)整后補償=調(diào)頻電站調(diào)整前補償×N，目前N取值1。
由相關(guān)的信息可以看出，雖然參照《福建省電力調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易規(guī)則（試行）（2019年修訂版）》相關(guān)規(guī)定，調(diào)頻電站按常規(guī)機組的標準參與調(diào)頻市場，但實際工作中，獨立儲能調(diào)頻電站還是與常規(guī)機組做了區(qū)分處理。
這些處理，降低了晉江儲能電站在現(xiàn)有規(guī)則下的收益，保護了傳統(tǒng)機組的利益。
包括調(diào)頻在內(nèi)，目前輔助服務(wù)費用的支付方和補償?shù)墨@得方，為同一主體，機組既可以從輔助服務(wù)市場獲得補償，同時又需要承擔(dān)輔助服務(wù)的分攤費用，如果大量的補償費用被獨立儲能調(diào)頻電站獲取，那么相應(yīng)地傳統(tǒng)機組凈收入將大幅下降（補償-分攤=凈收入），從而可能導(dǎo)致傳統(tǒng)機組的不滿。
1、調(diào)頻綜合性能K的處理
避免了常規(guī)機組k值過低
調(diào)頻綜合性能K由調(diào)節(jié)速率K1，調(diào)節(jié)精度K2，響應(yīng)時間K3決定。
可實現(xiàn)秒級響應(yīng)、并能精確控制輸出功率的儲能設(shè)備（電站），如果完全按照規(guī)則制定的計算方法來算，K1、k2、K3無疑會得到一個很高的數(shù)值，并大概率成為全網(wǎng)最優(yōu)，按照最后綜合性能的計算公式，其他傳統(tǒng)機組的K值將有可能變得非常低。
K值的計算方式如下：
分別表示機組i第j次調(diào)節(jié)過程中的調(diào)節(jié)速率、調(diào)節(jié)精度、響應(yīng)時間指標；
分別代表所有機組中調(diào)節(jié)速率、調(diào)節(jié)精度、響應(yīng)時間指標的歷史最大值。
A、B1、B2、B3取值暫時分別為4、2、1、1。
如果獨立儲能電站與常規(guī)機組一同競爭的話，從上式可以看出，將很大可能 K1max、K2max、K3max 均由儲能電站決定，并且數(shù)值將遠大于常規(guī)機組，從而大量常規(guī)機組的綜合性能指標K將會遠低于1，從而影響常規(guī)機組的最終補償量。
因此能監(jiān)辦最終將儲能電站的k1、k2、k3的取值為常規(guī)機組最高值，k取值1，實質(zhì)是保護常規(guī)機組的利益。
2、調(diào)節(jié)里程的處理
避免了大量里程由儲能電站獲得
采用“儲能電站調(diào)頻容量÷電網(wǎng)調(diào)頻需求總?cè)萘俊脸Ｒ?guī)調(diào)頻機組總里程” 的方式，將儲能電站調(diào)頻里程占全網(wǎng)調(diào)頻總里程比例由實際一半以上降至3%至6%。
這句話其實體現(xiàn)了這樣一個事實，在福建省試運行的電網(wǎng)調(diào)度方式下，晉江儲能電站30MW的儲能容量實際的調(diào)節(jié)里程占比超過了全網(wǎng)的50%。
采用容量占比的形式將儲能電站的調(diào)頻里程占比降至3%-6%，依據(jù)的理由是“儲能電站為毫秒級響應(yīng)，對電網(wǎng)分鐘級的調(diào)頻需求貢獻不大”，認為儲能的秒級響應(yīng)帶來了過多地折返操作，從而對系統(tǒng)頻率的恢復(fù)并沒有特別大的作用。
其實，響應(yīng)快應(yīng)該不是最終被調(diào)低里程的直接原因（盡快恢復(fù)系統(tǒng)頻率難道不香？），頻繁折返造成里程過大才是罪魁禍首，這可能與調(diào)度指令的下發(fā)方式有關(guān)。
晉江儲能電站儲能可持續(xù)放電時長為3小時，完全可以持續(xù)放電而不需要快速折返，因此，如果未來更好的發(fā)揮獨立儲能電站調(diào)頻的作用，并且正確評價儲能電站在調(diào)頻輔助服務(wù)上的價值，勢必要對調(diào)度方式進行一定的完善。
目前福建省的調(diào)頻市場總需求為電網(wǎng)負荷的6%左右，調(diào)頻補償額全年預(yù)計為2-3億元（月均2000萬左右），每天調(diào)用調(diào)頻的裝機容量約180萬千瓦左右，火電機組按50%計算調(diào)節(jié)容量，假設(shè)均為60萬千瓦的機組的話，則每天需要調(diào)頻機組數(shù)6臺左右，考慮到安全等因素，估計每天調(diào)用機組10臺左右。考慮到水電機組可提供超過50%的調(diào)節(jié)容量，因此，可以判斷基本上每天提供調(diào)頻的火電機組數(shù)量在4-5臺。
裝機容量30MW的晉江儲能電站的調(diào)節(jié)里程在未被調(diào)低前，占了全網(wǎng)的50%左右，盡管被認為做了無用功，但從另一個方面考慮，改善電網(wǎng)的調(diào)度方式，避免無用功的前提下，30MW的調(diào)頻電站未必不能在調(diào)頻服務(wù)領(lǐng)域發(fā)揮更大的作用。
最先使用儲能提供調(diào)頻輔助服務(wù)的美國PJM市場的一份研究報告顯示，在保證系統(tǒng)同樣的調(diào)頻效果的前提下，使用一定量的儲能，可以顯著減少系統(tǒng)對調(diào)頻容量的需求。
上圖顯示，在保證調(diào)頻效果（CPS1=148）的前提下，通過優(yōu)化儲能配置，系統(tǒng)所需要的調(diào)頻容量僅為原需求量的56%。
更少的調(diào)頻容量需求，意味著更低的調(diào)頻總成本，一方面可以釋放更多的常規(guī)機組到其他市場中，另一方面，用更少的費用解決問題，也是即便處于封閉的市場環(huán)境下的中國電力管理部門追求的目標。
允許獨立儲能電站獲得發(fā)電業(yè)務(wù)許可證，為電網(wǎng)提供服務(wù)，是一個巨大的進步。但如何制定持續(xù)穩(wěn)定的政策及市場環(huán)境，正確衡量獨立儲能電站調(diào)頻的作用與價值，同時兼顧系統(tǒng)原有傳統(tǒng)機組的利益，顯然會變成擺在相關(guān)管理部門面前的一個難題。
希望未來能出臺更加合理穩(wěn)定的政策，讓市場來決定提供服務(wù)的技術(shù)。
