中國儲能網(wǎng)訊：01、總述
隨著國家或地方陸續(xù)頒布有關(guān)電力輔助服務(wù)的政策，儲能作為靈活的調(diào)節(jié)資源，在輔助服務(wù)市場將發(fā)揮越來越重要的作用。其中2021年12月21日國家能源局發(fā)布《電力輔助服務(wù)管理辦法》，從國家層面明確儲能的市場主體地位，新增爬坡等輔助服務(wù)品種，預(yù)示了儲能的巨大市場潛力。
調(diào)峰調(diào)頻是電力輔助服務(wù)的主要品種。電力輔助服務(wù)是指提供那些為滿足輸電可靠性和經(jīng)濟(jì)要求而提供的服務(wù)，包括有功平衡服務(wù)、無功平衡服務(wù)、事故應(yīng)急及恢復(fù)服務(wù)。電力輔助服務(wù)的需求由電力系統(tǒng)瞬時平衡的特性所決定，可分為基本輔助服務(wù)和有償輔助服務(wù)?；据o助服務(wù)是為保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行和電能質(zhì)量，發(fā)電機(jī)組必須提供的輔助服務(wù)，一般包括一次調(diào)頻、基本調(diào)峰、基本無功調(diào)節(jié)；基本輔助服務(wù)之外的輔助服務(wù)為有償輔助服務(wù)，一般包括自動發(fā)電控制（AGC）、自動電壓控制（AVC）、旋轉(zhuǎn)備用、熱備用、黑啟動等。目前我國需求最多的有償輔助服務(wù)是調(diào)峰和調(diào)頻，兩者本質(zhì)上都是在電力供需偏差時，通過調(diào)整出力減小系統(tǒng)偏差，區(qū)別在與時間尺度不同，調(diào)頻為分鐘級，調(diào)頻為小時級。
儲能調(diào)峰調(diào)頻的效果優(yōu)于常規(guī)火電機(jī)組。當(dāng)前我國參與電力輔助服的機(jī)組以火電為主，儲能有很大空間替代火電機(jī)組。對于調(diào)峰，在用戶負(fù)荷較低時段，部分火電機(jī)組需減少出力；但機(jī)組偏離額定工況，發(fā)電效率會隨負(fù)荷降低而降低，導(dǎo)致發(fā)電煤耗增加，大幅增加單位發(fā)電成本，另外還對機(jī)組造成額外的壽命損耗。對于調(diào)頻，火電機(jī)組由鍋爐、汽機(jī)、發(fā)電機(jī)及眾多輔機(jī)組成，系統(tǒng)慣性大，調(diào)頻效果較差，表現(xiàn)為調(diào)節(jié)延遲、調(diào)節(jié)偏差（超調(diào)和欠調(diào)）、調(diào)節(jié)反向、單向調(diào)節(jié)、AGC補償效果差等現(xiàn)象；而儲能系統(tǒng)的調(diào)頻效果更好，表現(xiàn)為響應(yīng)速度更快（幾十至幾百毫秒）、調(diào)節(jié)精度更高（99%）。
在電力市場改革方面作了大量探索和實踐，浙江近年來在電力輔助服務(wù)市場也動作頻繁。早在2000年浙江發(fā)電市場就建成投運、開啟集中競價實踐。2015年啟動新一輪電力體制改革以來，浙江電力交易中心有限公司在2016年5月注冊成立，電力直接交易規(guī)模也不斷擴(kuò)大，至2021年達(dá)到2100億千瓦時。同時，電力輔助服務(wù)市場作為電力市場改革的重點任務(wù)、完善市場化交易機(jī)制重要環(huán)節(jié)之一，浙江頒布一系列政策文件，推進(jìn)該市場的建設(shè)。本文對浙江省2021年的電力輔助服務(wù)中涉及調(diào)峰調(diào)頻的政策進(jìn)行了梳理。
02、準(zhǔn)入條件及補償價格
2021年5月20日浙江能監(jiān)辦《浙江省第三方獨立主體參與電力輔助服務(wù)市場交易規(guī)則（試行）征求意見稿》有關(guān)輔助服務(wù)準(zhǔn)入條件和補償價格的內(nèi)容為：
（1）準(zhǔn)入門檻
參與調(diào)峰輔助服務(wù)交易：調(diào)節(jié)容量不小于2.5MWh、調(diào)節(jié)功率不小于5MW，持續(xù)響應(yīng)時間不小于1小時。
參與調(diào)頻輔助服務(wù)交易：額定充放功率不小于5MW，持續(xù)響應(yīng)時間不小于2小時。
（2）儲能調(diào)峰價格
上限500元/MWh。
電儲能在低谷電價時段填谷調(diào)峰400元/兆瓦時，高（尖）峰電價時段填谷調(diào)峰500元/兆瓦時，削峰調(diào)峰500元/兆瓦時。
儲能在高峰電價時段參與充放電一次最高可獲1000元/兆瓦時補償。
（3）AGC調(diào)頻價格
二次調(diào)頻60元/兆瓦時，二次調(diào)頻收益=調(diào)頻容量收益×AGC綜合性能指標(biāo)。AGC綜合性能指標(biāo)K=max[0.01，（2×k1+k2+k3）/4]。
k1、k2、k3分別為調(diào)節(jié)速率、響應(yīng)時間、調(diào)節(jié)精度。
（4）其他參與輔助服務(wù)補償價格
旋轉(zhuǎn)備用15元/兆瓦時，一次調(diào)頻120元/兆瓦時，無功報價的上限價格按照投資建設(shè)成本確定，暫定為60元/千乏。
市場化用戶按照其實際市場化電量占當(dāng)月全社會用電量比例，并乘以分?jǐn)傁禂?shù)ku（暫定0.5），分?jǐn)偟谌姜毩⒅黧w輔助服務(wù)費用，剩余部分的費用納入發(fā)電側(cè)。
提供調(diào)頻服務(wù)期間的主體，一次調(diào)頻效果性能或AGC綜合性能指標(biāo)小于規(guī)定0.6，將取消當(dāng)日相應(yīng)的一次/二次調(diào)頻補償。
03、浙江其他儲能政策
2021年6月16日浙江發(fā)改委《關(guān)于開展2021年浙江省綠色電力市場化交易試點工作的通知》：2021年浙江電力市場交易年度電量不超過上一年度省內(nèi)新能源總發(fā)電規(guī)模的50%，鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)綠色交易的收益，優(yōu)先用于配置一定比例的電源側(cè)儲能設(shè)施，促進(jìn)新能源全額消納。
2021年6月23日浙江發(fā)改委《浙江省可再生能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》：鼓勵開展儲能示范項目，支持儲能核心技術(shù)攻關(guān)。推進(jìn)“可再生能源+儲能”模式。發(fā)揮源網(wǎng)荷儲協(xié)調(diào)優(yōu)勢，開展核心技術(shù)科技攻關(guān)。
2021年9月23日浙江義烏發(fā)改局《關(guān)于推動源網(wǎng)荷儲協(xié)調(diào)發(fā)展和加快區(qū)域光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的實施細(xì)則（征求意見稿）》：一是接受電網(wǎng)統(tǒng)籌調(diào)度的儲能系統(tǒng)按照峰段實際放電量給予儲能運營主體0.25元/千瓦時的補貼，補貼兩年。二是儲能系統(tǒng)優(yōu)先參與需求響應(yīng)。簽訂需求側(cè)響應(yīng)合同的，按照儲能系統(tǒng)容量每年給予儲能運營主體6元/千瓦的補貼，在需求側(cè)響應(yīng)期間成功響應(yīng)的按照響應(yīng)期間實際放電量給予儲能運營主體4元/千瓦時的補貼。三是分布式光伏發(fā)電項目原則上按照裝機(jī)容量的10%以上配建儲能系統(tǒng)，儲能系統(tǒng)連續(xù)充電時間不低于2小時，第8年熔煉保持率不低于70%。四是光伏配建采用儲能置換額交易（共享儲能）商業(yè)模式時。交易價格建議不低于儲能系統(tǒng)成本的25%或不低于500元/kWh。
2021年10月25日浙江溫州市政府《關(guān)于印發(fā)溫州市制造業(yè)千企節(jié)能改造行動方案（2021-2023）的通知》：對于實際投運的分布式儲能項目，按照實際放電量給予儲能運營主體0.8元/千瓦時的補貼。
2021年11月9日浙江發(fā)改委《關(guān)于浙江省加快新型儲能示范應(yīng)用的實施意見》：一是對利用小時數(shù)不低于600小時調(diào)峰項目給予容量補償，補貼期暫定3年，補償標(biāo)準(zhǔn)按200元、180元、170元/千瓦年逐年退坡。二是聯(lián)合火電機(jī)組調(diào)頻的示范項目，Kpd＞0.9的按儲能容量每月給予20萬千瓦時/兆瓦調(diào)頻獎勵一定用煤量指標(biāo)。三是新型儲能示范項目應(yīng)按照工作壽命10年及以上設(shè)置，采用鋰電池的新建電化學(xué)儲能電站，原則上交流側(cè)效率不低于85%，放電深度不低于90%，電站可用率不低于90%、充放電次數(shù)不低于6000次。
2021年12月17日浙江海寧發(fā)改委《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的實施意見（征求意見稿）》：一是過渡期間，對于年利用小時數(shù)不低于600小時，接受統(tǒng)一調(diào)度項目的調(diào)峰項目給予容量補償，補貼期暫定3年，補償標(biāo)準(zhǔn)按200元、180元、170元/千瓦年逐年退坡，已享受省級補貼的項目不再重復(fù)補償。二是“十四五”建成并網(wǎng)18萬千瓦新型儲能項目，其中優(yōu)先在尖山新區(qū)核心示范區(qū)建設(shè)，并逐年在全市其他范圍試點，2022年建成1-2萬千瓦新型儲能項目。三是優(yōu)先發(fā)展用戶側(cè)分布式儲能建設(shè)，逐步探索電網(wǎng)側(cè)集中式儲能建設(shè)，有序開展電源側(cè)儲能建設(shè)。
04、投資收益
影響投收益的首要因素為儲能成本。以鋰離子電池儲能為例，三大件即電池、PCS、電控（EMS）的設(shè)備成本約占系統(tǒng)總成本的80%左右，其中電池成本約占設(shè)備成本的三分之二、并隨價格上漲成本占比進(jìn)一步加大。電池價格上漲直接原因是上游材料價格的上漲，鋰離子電池正極材料鋰鹽自2020年三季度至今價格從4萬元漲至30萬元/噸以上，一年多時間鋰鹽材料漲價近三番。但隨著海外鋰礦擴(kuò)產(chǎn)和疫情的好轉(zhuǎn)，數(shù)年后電池成本仍有下降的空間。另外浙江有諸如天能、超威、旭派、南都等諸多電池生產(chǎn)廠家，良好的產(chǎn)業(yè)集群也有利于電池成本下降。
調(diào)峰影響儲能的發(fā)電收入，電力現(xiàn)貨市場可以完善調(diào)峰價格機(jī)制。儲能電站可以通過谷段充電、峰段放電獲取部分收入，但由于要承擔(dān)調(diào)峰輔助服務(wù)職能，所以在相當(dāng)?shù)臅r間內(nèi)是不發(fā)電的；而若僅依靠如傳統(tǒng)的火電廠的固定上網(wǎng)電價，難以解決儲能電站的投資收益問題。一個解決方案是在電力現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)儲能電站調(diào)峰價值，并為其定價。浙江的現(xiàn)貨市場以電源側(cè)入手，目前主要包括省內(nèi)統(tǒng)調(diào)電源（新能源除外）；若調(diào)峰服務(wù)在條件成熟時進(jìn)入現(xiàn)貨市場，儲能直接通過充放電的實時電價獲得合適收益。
儲能調(diào)頻的市場容量受到補貼分?jǐn)偰Ｊ降挠绊憽ｋS著新能源比例的增加，調(diào)頻壓力增大，調(diào)頻服務(wù)的空間也會增加。但在我國控制電價上漲的大環(huán)境下，調(diào)頻服務(wù)的成本不太可能疏導(dǎo)和分?jǐn)偟接脩魝?cè)，調(diào)頻空間仍只是在現(xiàn)有電價中切割份額，在整個全社會電費成本中占比不會明顯上升。所以儲能調(diào)頻電站的新入局者將面臨一定風(fēng)險，在市場呈現(xiàn)飽和的情況下，先行建設(shè)且已回收成本的儲能電站會傾向于報低價，易產(chǎn)生價格踩踏。
多場景應(yīng)用是儲能系統(tǒng)創(chuàng)造更多經(jīng)濟(jì)效益的有效方法。儲能電站除可以參與調(diào)峰調(diào)頻外，也可通過分時電價、需求響應(yīng)、其它輔助服務(wù)等獲得收益。若未來出臺其他投資補貼和運營補貼，將可能進(jìn)一步有效提升浙江儲能項目的經(jīng)濟(jì)性。儲能電站結(jié)合當(dāng)?shù)仉娏κ袌龈母镆约坝媚苄枨?，可拓展出多元的商業(yè)模式。
05、小結(jié)
儲能作為比火電機(jī)組性能更好的調(diào)峰調(diào)頻靈活資源，將有可能在電力輔助服務(wù)中獲得更大市場空間。浙江作為電力市場改革進(jìn)行較早探索和實踐省份，不斷發(fā)布儲能調(diào)峰調(diào)頻政策，給調(diào)峰調(diào)頻儲能電站帶來了巨大投資機(jī)會。特別是儲能在高峰電價時段參與充放電一次最高可獲1000元/兆瓦時補償，引起大家的普遍關(guān)注。但在看到較高補償?shù)耐瑫r，建議投資者關(guān)注儲能參與調(diào)峰調(diào)頻獲得收益的潛在風(fēng)險，通過多場景應(yīng)用來提高儲能電站的收益率。
