中國儲能網(wǎng)訊：儲能技術(shù)作為人類社會從化石能源時代邁入清潔低碳能源時代的推動技術(shù)，在大規(guī)模間歇性新能源并網(wǎng)引發(fā)的區(qū)域頻率穩(wěn)定性控制問題背景下，以其靈敏精準(zhǔn)的出力特性逐步在電力系統(tǒng)調(diào)頻領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)規(guī)?；瘧?yīng)用。全球有近20個國家在建或投運了共164項兆瓦級儲能調(diào)頻應(yīng)用項目，涉及發(fā)電端、輸配環(huán)節(jié)和需求側(cè)。本文通過對兆瓦級儲能調(diào)頻項目概況進(jìn)行統(tǒng)計分析應(yīng)用現(xiàn)狀，重點針對選型因素分析不同類型儲能與調(diào)頻相關(guān)的參數(shù)特點；從已應(yīng)用的4種儲能調(diào)頻運行模式出發(fā)，分析應(yīng)用區(qū)域現(xiàn)有的與其模式相關(guān)的政策與市場需求；基于國內(nèi)外調(diào)頻輔助服務(wù)市場現(xiàn)狀調(diào)研，分析調(diào)頻服務(wù)不同計量方法、政策規(guī)則對儲能調(diào)頻商業(yè)化應(yīng)用的影響。最后，結(jié)合上述研究結(jié)果從3個角度出發(fā)對如何促進(jìn)中國儲能調(diào)頻商業(yè)化應(yīng)用提出建議。
0. 引言
為減少碳足跡和保障能源安全，世界各國著手制定后化石能源時代能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型戰(zhàn)略[1-3]，因而快速發(fā)展的電力系統(tǒng)中可再生能源比例逐步提高。隨著新能源發(fā)電的高比例滲透，傳統(tǒng)發(fā)電機組占比減少，電網(wǎng)面臨調(diào)頻資源減少，頻率特性日益惡化的結(jié)構(gòu)性困境，調(diào)頻容量不足的問題凸顯[4-5]，尋求新型調(diào)頻手段輔佐傳統(tǒng)機組提升電網(wǎng)整體調(diào)頻能力成為研究熱點[6-7]。儲能系統(tǒng)具有快速響應(yīng)、精確跟蹤與優(yōu)異功率-頻率特性，在電網(wǎng)調(diào)頻領(lǐng)域應(yīng)用備受業(yè)界關(guān)注[8-10]。
調(diào)頻輔助服務(wù)為全球規(guī)?；瘍δ苁痉俄椖块_展最多的三個應(yīng)用領(lǐng)域之一[11]，近年迅猛發(fā)展。同時儲能在電網(wǎng)調(diào)頻輔助服務(wù)領(lǐng)域應(yīng)用最接近商業(yè)化運營[12-14]。美國、德國、英國及中國等依據(jù)各自能源結(jié)構(gòu)特性、市場需求及政策激勵機制等，積極開展與推動儲能在調(diào)頻領(lǐng)域示范應(yīng)用及研究。兆瓦級儲能調(diào)頻示范工程已由2014年的近50項發(fā)展至當(dāng)前的160余項，涉及類型由電化學(xué)儲能、物理儲能拓展至相變儲能、氫儲能，滲入發(fā)電、配電和用電環(huán)節(jié)。
隨著規(guī)?；瘍δ苷{(diào)頻示范工程廣泛開展，各國調(diào)頻市場需求特點、儲能選型、儲能調(diào)頻的市場介入形式等決定性因素將衍生的投資方式，以及示范應(yīng)用與研究中關(guān)鍵技術(shù)點，成為各界關(guān)注的焦點。
本文目的在于從若干角度，梳理國內(nèi)外規(guī)模化儲能調(diào)頻示范項目基本概況、運行模式及影響因素，對儲能調(diào)頻示范項目處于領(lǐng)先地位的國家進(jìn)行市場規(guī)則調(diào)研，為中國相關(guān)項目投資與運作提供決策依據(jù)及建議，促進(jìn)儲能在電網(wǎng)調(diào)頻領(lǐng)域的商業(yè)化應(yīng)用。
1. 國內(nèi)外兆瓦級儲能調(diào)頻示范工程基本概況
根據(jù)容量規(guī)模(rated power)和服務(wù)/應(yīng)用場景(service/use case)對美國能源局(Department of Energy, DOE)全球儲能項目數(shù)據(jù)庫[15]截止到2016年10月31日的統(tǒng)計數(shù)據(jù)進(jìn)行篩選，所得除抽水蓄能外應(yīng)用于電力系統(tǒng)調(diào)頻的兆瓦級儲能工程共計164項，其中包括已聲明/簽約/在建項目。
將上述兆瓦級調(diào)頻儲能分為物理儲能、電化學(xué)儲能、電磁儲能、氫儲能和相變儲能。物理儲能包括飛輪儲能、壓縮空氣儲能、液態(tài)空氣儲能、重力儲能。根據(jù)統(tǒng)計可得上述調(diào)頻儲能工程技術(shù)類型基本構(gòu)成情況如圖 1所示。
圖1兆瓦級儲能調(diào)頻工程類型基本構(gòu)成
由圖 1(a)可知，兆瓦級儲能調(diào)頻工程中，物理儲能項目數(shù)少、單項容量大，電化學(xué)儲能項目數(shù)逾百、單項容量小，氫儲能、相變儲能的調(diào)頻規(guī)模應(yīng)用則顯稀少。此外，綜合圖 1(a)，(b)，(c)可知，項目數(shù)最多的電化學(xué)儲能中鋰離子電池占據(jù)全部電化學(xué)儲能調(diào)頻項目73%，物理儲能裝機容量接近全部兆瓦級調(diào)頻儲能容量50%，以飛輪儲能、壓縮空氣儲能項目數(shù)居多。
兆瓦級儲能調(diào)頻項目數(shù)及容量在各地區(qū)分布情況如附錄A圖A1所示。其中美國兆瓦級儲能調(diào)頻項目數(shù)和裝機容量均以顯著優(yōu)勢領(lǐng)跑，意大利、德國、英國近幾年有較快發(fā)展趨勢，韓國和日本相關(guān)項目于2015——2016年受到重視，中國則每年以平穩(wěn)速度推進(jìn)示范應(yīng)用。
2. 國內(nèi)外兆瓦級儲能調(diào)頻示范工程應(yīng)用概況
2.1 各技術(shù)類型儲能調(diào)頻示范工程
為分析實際調(diào)頻項目中儲能類型結(jié)構(gòu)變化趨勢，將前述164項工程數(shù)據(jù)按投運時間統(tǒng)計為2014年前、2014年至2016年之間、2016年后三個時期。同時為了解電化學(xué)儲能子類結(jié)構(gòu)，將全部儲能劃分為物理儲能、鋰系電池儲能、非鋰系電池儲能、超級電容器、相變儲能和氫儲能，再進(jìn)行二級結(jié)構(gòu)剖分得到圖 2。圖中：其他鋰離子電池指DOE統(tǒng)計資料未給明具體類型的鋰離子電池; 百分比有舍入誤差。
圖2兆瓦級儲能調(diào)頻工程具體類型結(jié)構(gòu)圖
1) 鋰系電池為兆瓦級儲能調(diào)頻應(yīng)用主流類型，三個時期分別占據(jù)全部項目數(shù)59%，77%，52%，其中鈦酸鋰、磷酸鐵鋰電池在2014年之前占據(jù)鋰離子電池調(diào)頻項目半壁，隨后三元材料鋰電池興起。
2) 非鋰系電池的鈉硫、鉛酸電池在該類調(diào)頻用儲能中具有前期優(yōu)勢，2014年之后二者新投項目比重開始減少; 同時鉛炭電池、鈉-氯化鎳電池儲能涉入調(diào)頻，未來投運項目比重分別占據(jù)6%和3%;近年液流電池比重則有所上升，未來投運項目占6%。
3) 儲能技術(shù)類型呈多元趨勢。未來重力儲能、氫儲能等新興儲能技術(shù)將在調(diào)頻服務(wù)領(lǐng)域嶄露頭角。
為探究調(diào)頻儲能類型結(jié)構(gòu)呈上述特點及趨勢原因，需分析儲能技術(shù)特點、調(diào)頻服務(wù)所考慮選型因素。
2.2 兆瓦級儲能調(diào)頻應(yīng)用選型因素
一次調(diào)頻為機組調(diào)速器及負(fù)荷特性自發(fā)吸收電網(wǎng)高頻低幅負(fù)荷波動以減少頻率變化，時間尺度為秒級至分鐘級，二次調(diào)頻即自動發(fā)電控制(AGC)調(diào)頻由機組跟蹤AGC指令以平抑區(qū)域控制偏差，時間尺度為分鐘級。因此儲能系統(tǒng)提供頻率調(diào)節(jié)服務(wù)時，充放時間短且次數(shù)多，屬于功率型應(yīng)用，對循環(huán)壽命及短時功率吞吐能力要求較高。
其中AGC調(diào)頻要求調(diào)頻源進(jìn)行快速功率爬坡以較大出力迅速跟蹤AGC指令，因此電池類儲能需具備高倍率特性。此外，還需考慮儲能安全性、功率密度、成本、轉(zhuǎn)換效率等特點。表 1列出已應(yīng)用于調(diào)頻的幾類儲能上述相關(guān)參數(shù)及特點[16-19]。
表1調(diào)頻應(yīng)用儲能的參數(shù)及特點
結(jié)合表 1及資料文獻(xiàn)，磷酸鐵鋰電池技術(shù)成熟，但批次穩(wěn)定性及低溫性能缺陷[20]使得電池組較單體循環(huán)壽命有所折扣。鈦酸鋰電池具有高倍率特性，前景較廣。三元鋰離子電池可根據(jù)需求調(diào)制正極材料，一致性好且循環(huán)壽命不遜于鋰離子電池，在調(diào)頻領(lǐng)域興起。鈉硫電池倍率特性差，運行時需高溫溶解鈉硫，安全隱患堪憂，投運放緩。
液流電池雖然成本高昂且自放電率較高[21]，但上萬次循環(huán)壽命仍吸引項目投運。鉛炭電池屬電容型改性鉛酸電池，即在鉛酸電池負(fù)極引入高電容活性炭材料，改善循環(huán)壽命和功率密度。
飛輪儲能充放電次數(shù)幾乎不受限，現(xiàn)有兆瓦級調(diào)頻項目少歸因于高昂成本。壓縮空氣儲能單位造價與抽水蓄能相近，與其相比，非補燃型壓縮空氣儲能則可實現(xiàn)零碳充放[22]。
綜上所述，具備關(guān)鍵性能優(yōu)勢的鋰離子電池未來一段時間仍將是調(diào)頻用儲能首選。此外，隨著改性電池如鉛炭電池及新型儲能的關(guān)鍵材料研發(fā)和批量生產(chǎn)，其成本降低，商業(yè)化調(diào)頻應(yīng)用也將逐步擴(kuò)大。
3. 國內(nèi)外兆瓦級儲能調(diào)頻運行模式
3.1 國內(nèi)外兆瓦級儲能調(diào)頻運行模式分類
儲能調(diào)頻滲入發(fā)電端、輸配環(huán)節(jié)、需求側(cè)，依運營商需求協(xié)同配套電源或獨立并網(wǎng)提供調(diào)頻輔助服務(wù)，按運行模式分為以下四類。
1) 輔助傳統(tǒng)電源調(diào)頻
儲能系統(tǒng)裝設(shè)在發(fā)電廠以輔助單臺或多臺火電機組參與AGC調(diào)頻，在調(diào)節(jié)延時、超調(diào)、反調(diào)等情況下執(zhí)行不同充放策略[23]改善目標(biāo)機組AGC性能。二者動作時機整定配合應(yīng)避免能量對沖，技術(shù)實現(xiàn)取決于依據(jù)調(diào)節(jié)效果及補償機制設(shè)計的指令分配方法和能量管理策略。
2) 依托大規(guī)模新能源參與調(diào)頻
大規(guī)模風(fēng)光并網(wǎng)輔設(shè)儲能進(jìn)行波動平抑實現(xiàn)高比例消納，儲能系統(tǒng)通?？啥喙δ芮袚Q，包括響應(yīng)調(diào)度指令跟蹤[24]參與調(diào)頻，以實現(xiàn)能量的就地存儲周轉(zhuǎn)，提高能源系統(tǒng)運行效率和可靠性。
3) 輸配環(huán)節(jié)獨立并網(wǎng)調(diào)頻
儲能作為獨立主體不依托于其他能源，從輸配環(huán)節(jié)特別是配電網(wǎng)絡(luò)獨立并網(wǎng)調(diào)頻，減少調(diào)節(jié)區(qū)域控制偏差時供受區(qū)域間聯(lián)絡(luò)線損耗并緩解擁塞。該模式下先行擬定儲能并網(wǎng)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)尤為重要，各級調(diào)度機構(gòu)需對區(qū)域網(wǎng)絡(luò)功率流及可能的運行方式變化預(yù)想決策并及時調(diào)整。
4) 需求側(cè)分布式儲能集群調(diào)頻
分布式儲能集群協(xié)調(diào)控制以用戶——調(diào)控中心之間交互信息流為基礎(chǔ)，聯(lián)接多個戶用儲能集成虛擬儲能系統(tǒng)參與頻率控制服務(wù)，通過家庭能量管理策略[25]提高運行效率及虛擬集容量儲能系統(tǒng)的調(diào)頻可用率。
3.2 國外兆瓦級儲能調(diào)頻市場需求與運行模式選擇
部分國家和地區(qū)在上述4種運行模式下兆瓦級儲能調(diào)頻項目分布如圖 3所示。資料中未指出并網(wǎng)環(huán)節(jié)的項目未計入其中。
圖3部分國家地區(qū)各運行模式兆瓦級儲能調(diào)頻項目分布
由圖 3縱向比較，輸配環(huán)節(jié)儲能獨立并網(wǎng)、依托大規(guī)模新能源調(diào)頻應(yīng)用地域分布最廣，輔助傳統(tǒng)電源調(diào)頻次之。分布式儲能集群調(diào)頻僅美國、德國已投運兆瓦級項目。
橫向比較，美國和德國的儲能調(diào)頻運行模式應(yīng)用全面覆蓋且項目較多。國內(nèi)除分布式儲能調(diào)頻外，其余運行模式均有兆瓦級示范項目。英國、意大利、韓國和日本以儲能從輸配環(huán)節(jié)獨立并網(wǎng)為重，西歐、北歐則以配套新能源模式為主。
1) 美國
為公允地反映不同電源調(diào)頻性能價值和貢獻(xiàn)度，美國聯(lián)邦能源監(jiān)管委員會(FERC)755號法規(guī)[26]頂層市場規(guī)則設(shè)計要求區(qū)域市場出臺計及效果的AGC輔助服務(wù)補償機制，將考慮性能的里程(MW-Mileage)報價與容量報價結(jié)合為兩部制報價。調(diào)頻性能劣勢的燃煤機組綜合報價經(jīng)效果評價算法調(diào)整后排序價格不具優(yōu)勢，或撤出調(diào)頻市場投標(biāo)容量或增資建設(shè)高性能機組，致使輔助服務(wù)收入減少或固定成本增加。而現(xiàn)有機組加裝兆瓦級儲能系統(tǒng)輔助調(diào)頻改善性能，可增加投標(biāo)競爭力同時節(jié)省建設(shè)投資。由上述，AGC市場電源需求結(jié)構(gòu)變化激勵發(fā)電端儲能引入，圖 3中美國火電機組裝設(shè)儲能以改善AGC性能相關(guān)項目建設(shè)僅次于德國。
美國摒棄以往不計效果僅考慮容量的AGC服務(wù)補償機制，具備里程優(yōu)勢的電量受限電源如電池儲能與具備容量優(yōu)勢的爬坡受限電源如火電之間AGC收益由兩部制調(diào)衡，激勵飛輪、電池儲能投資商等以獨立個體進(jìn)入AGC市場，政策不公性壁壘撤除后電量受限儲能收益預(yù)期增加引發(fā)儲能市場需求，圖 3中美國輸配環(huán)節(jié)獨立并網(wǎng)儲能項目占全部項目50%。
2) 德國
德國計劃2020和2050年分別將清潔能源占全部發(fā)電能源比重提至35%和80%[27]，頻率穩(wěn)定維護(hù)與實時能量平衡難度相應(yīng)增加。其次，德國電力市場平衡單元機制要求發(fā)電商嚴(yán)格追蹤合同負(fù)荷否則支付不平衡罰金。市場環(huán)境與技術(shù)現(xiàn)狀迫使發(fā)電商尋求實時電量交易、優(yōu)化機組減少跟蹤偏差，相當(dāng)數(shù)量的儲能項目引入發(fā)電端，圖 3所示德國輔助火電機組調(diào)頻模式下儲能項目為全球最多。
隨著家庭屋頂光伏推廣，德國分布式電源并網(wǎng)補貼減少，供需時段錯峰使各戶消納電量僅占耗電量30%[28]。2013年德國復(fù)興信貸銀行實行配套儲能補貼，預(yù)計2018年戶用光伏——儲能發(fā)電成本價與居民電價持平。需求側(cè)分布式儲能項目SWARM[29]將65戶20 kW光伏儲能聯(lián)接成虛擬儲能系統(tǒng)，參與頻率控制，所得收入在居民和運營商之間分配，同時各戶光伏消納電量對家庭耗電量占比提高到60%~80%。
3) 英國
與德國能源轉(zhuǎn)型進(jìn)程相似，英國將分批關(guān)停占發(fā)電設(shè)施20%的老舊火電機組并增加30%~36%新能源電量[30]。英國與德國調(diào)頻市場自由化程度不一，但均實行平衡單元機制，對優(yōu)質(zhì)調(diào)頻源的市場需求具有相似之處。
英國把眼光投向輸配環(huán)節(jié)儲能電站并網(wǎng)提供頻率控制服務(wù)，圖 3中該運行模式下技術(shù)論證與試點項目達(dá)10項，以測試電網(wǎng)在儲能從輸配電環(huán)節(jié)并網(wǎng)后的新特性。例如：威倫霍爾變電站接入2 MW/1 MW·h鈦酸鋰電池儲能，研究配網(wǎng)能量多向注入對功率需求與電能質(zhì)量的影響，監(jiān)測儲能不同并網(wǎng)方式下的運行狀態(tài)以建立可靠性評估方法并起草并網(wǎng)標(biāo)準(zhǔn)。
4) 其他歐洲國家
圖 3所示西歐和北歐國家主要為儲能依托大規(guī)模新能源調(diào)頻。荷蘭、丹麥等歐洲國家風(fēng)光資源豐富，同時為響應(yīng)歐盟委員會《2030年氣候與能源政策框架》[31]增強能源安全性、產(chǎn)業(yè)競爭性、可持續(xù)性的政策，逐步提高風(fēng)光滲透率。風(fēng)光場儲能設(shè)備切換至跟蹤系統(tǒng)調(diào)頻指令功能，可將電網(wǎng)波動影響由能量時移轉(zhuǎn)換為實時供需平衡的補充。
5) 日本和韓國
根據(jù)DOE資料統(tǒng)計，日本和韓國兆瓦級儲能多從變電站并網(wǎng)獨立調(diào)頻，該運行模式可降低發(fā)電設(shè)備磨損，就近需求側(cè)平衡供需差異也可減少因調(diào)節(jié)區(qū)域控制偏差所致區(qū)域間聯(lián)絡(luò)線損耗，緩解線路擁塞。
3.3 國內(nèi)兆瓦級儲能調(diào)頻運行模式選擇
1) 儲能輔助傳統(tǒng)電源調(diào)頻。山西京玉電廠改造火電機組控制器后裝設(shè)9 MW鋰離子電池儲能系統(tǒng)，響應(yīng)電網(wǎng)AGC調(diào)度ACE模式投入運行，儲能供應(yīng)商與電廠分享AGC補償增量收益。
2) 依托大規(guī)模新能源調(diào)頻。張北風(fēng)光儲輸示范基地、國電和風(fēng)北鎮(zhèn)風(fēng)電場儲能依托大規(guī)模風(fēng)光電源響應(yīng)調(diào)度參與調(diào)頻運行，已積累較全面的運行數(shù)據(jù)。
3) 輸配環(huán)節(jié)并網(wǎng)獨立調(diào)頻。深圳寶清儲能電站為世界首個10 kV無變壓器直掛配電網(wǎng)的鈦酸鋰電池儲能系統(tǒng)，調(diào)度控制中心通過儲能監(jiān)控系統(tǒng)調(diào)節(jié)儲能站出力以滿足系統(tǒng)調(diào)頻需求。
國內(nèi)開展除需求側(cè)外各運行模式的兆瓦級儲能調(diào)頻試點及初步商業(yè)項目，探究適合國內(nèi)AGC輔助服務(wù)需求及符合市場規(guī)則的盈利及運行模式，暫未實現(xiàn)商業(yè)市場化。未來隨著輔助服務(wù)市場建設(shè)和完善、儲能作為獨立主體的收益或補償方式明確、調(diào)度機構(gòu)經(jīng)驗累積，國內(nèi)儲能調(diào)頻將由試點示范、初級商用逐步擴(kuò)大商業(yè)化規(guī)模并擴(kuò)展運行模式。
3.4 小結(jié)
儲能作為主體參與商業(yè)調(diào)頻在美國因其市場環(huán)境發(fā)展而趨于完善且運行模式全面，德國、英國則因其出臺的強制性平衡機制助力儲能調(diào)頻在發(fā)電端與傳統(tǒng)機組相結(jié)合。其他歐洲國家則受能源結(jié)構(gòu)變革驅(qū)動為在穩(wěn)定電網(wǎng)運行前提下消納高比例新能源而引導(dǎo)儲能參與調(diào)頻。國內(nèi)則開展除需求側(cè)外的三種運行模式下儲能調(diào)頻項目，處于示范性或初級商業(yè)階段。
綜上所述，受市場激勵、政策導(dǎo)向或技術(shù)需求影響，全球各國儲能調(diào)頻市場的商業(yè)化進(jìn)程不一而運行模式多元。儲能調(diào)頻不同運行模式的技術(shù)要求、市場或政策環(huán)境、典型項目總結(jié)如表 2所示。
表2儲能調(diào)頻運行模式特點
4. 儲能調(diào)頻相關(guān)市場規(guī)則現(xiàn)狀
4.1 美國
2012年美國各獨立系統(tǒng)運營商設(shè)計滿足FERC要求的市場規(guī)則以量化各調(diào)頻源性能，引入新的里程市場流程，制定效果評判方法和調(diào)頻市場“容量+里程”兩部制價格，在市場報價、排序、定價、結(jié)算環(huán)節(jié)中調(diào)整計量以重構(gòu)不同性能電源的收益分配。
1) 賓州——新澤西——馬里蘭電力系統(tǒng)(PJM)
PJM的效果得分(performance score, PS)加權(quán)考核算法[32]涵括準(zhǔn)確度(accuracy)、時延(delay)、精確度(precision)得分。以5分鐘為計算區(qū)間，首時刻調(diào)頻源響應(yīng)數(shù)據(jù)序列按一定間隔依次推延后與所接收AGC指令序列之間相關(guān)系數(shù)的最大值計為該時刻準(zhǔn)確度系數(shù)，對應(yīng)推延時間代入規(guī)則算式得時延系數(shù); 電源響應(yīng)曲線與指令所差積分均值為精確度系數(shù)。每小時各系數(shù)均值計為該小時三項性能得分，加權(quán)求和為該小時段PS。中標(biāo)機組中里程最高報價為里程定價，邊際機組兩部總報價與里程價之差即容量定價。歷史效果得分HPS用于排序時機組報價調(diào)整、出清時兩部定價調(diào)整和結(jié)算時實際容量與里程調(diào)整。
2016上半年度PJM輔助服務(wù)市場報告[33]各類調(diào)頻源調(diào)頻占比、調(diào)整結(jié)算容量如附錄B圖B1所示。與2015同期相較，2016上半年燃?xì)鈾C組計劃調(diào)頻占比與結(jié)算容量分別下降1/2和1/3;儲能電池調(diào)頻占比與結(jié)算容量增長1倍，取代燃?xì)鈾C組成為PJM最大調(diào)頻來源; 2016上半年P(guān)JM總調(diào)頻費用42 949 813美元，較2015年同期減少62.4%。受益于新設(shè)計考慮效果得分的調(diào)頻準(zhǔn)入規(guī)則與補償辦法，調(diào)頻市場各主體自由角逐降低市場總?cè)萘坎少彸杀荆苿邮袌鲑Y源優(yōu)化配置與結(jié)構(gòu)調(diào)整。
2) 加州電力系統(tǒng)(CAISO)
CAISO基于實時和歷史數(shù)據(jù)對機組進(jìn)行包括里程計算在內(nèi)的準(zhǔn)確度調(diào)整(accuracy adjustment, AA)代數(shù)算法[34]。15分鐘計算區(qū)間內(nèi)，以實時機組響應(yīng)數(shù)據(jù)、AGC指令偏差值與指令和的比值衡算準(zhǔn)確度調(diào)整系數(shù); 由前一計量周的歷史數(shù)據(jù)計算每小時的系統(tǒng)/機組里程倍增系數(shù)(mileage multiplier)。邊際機組里程報價即里程定價，邊際機組容量報價和機會成本確定容量定價。結(jié)算時中標(biāo)機組里程補償費用由實際里程、準(zhǔn)確度、里程增倍系數(shù)確定。
3) 紐約州電力系統(tǒng)(NYISO)
NYISO設(shè)計效果追蹤系統(tǒng)[35](performance tracking system, PTS)，5分鐘間隔記錄正負(fù)控制偏差、機組服務(wù)時長和實際調(diào)頻容量計算效果指標(biāo)(performance index, PI)，里程和容量定價方法與CAISO相同。根據(jù)PI值調(diào)整結(jié)算時里程服務(wù)費和向機組征收的效果調(diào)整費。
4) 中西部電力系統(tǒng)(MISO)
MISO對5分鐘間隔內(nèi)機組期望里程與實際里程進(jìn)行實時性能準(zhǔn)確度測試[36](performance accuracy test, PAT)確定精確度系數(shù)。實際里程/期望里程達(dá)到70%則測試合格且精確度系數(shù)計為1，連續(xù)4個間隔未通過測試則計為0。中標(biāo)機組中里程最高報價即里程定價，機會成本和邊際容量價確定為容量定價。結(jié)算時根據(jù)精確度系數(shù)補償機組實際里程超出中標(biāo)調(diào)頻容量部分的額外里程費。
綜合上述，美國引入里程市場后收益補償激勵和性能測試管理，驅(qū)動AGC市場儲能商業(yè)規(guī)模擴(kuò)大和運營效率提升。
4.2 德國
德國電力市場的電量平衡機制以虛擬的平衡結(jié)算單元為主體，日前、日內(nèi)現(xiàn)貨市場與多級調(diào)頻輔助服務(wù)市場協(xié)同合作。調(diào)頻輔助服務(wù)分為一次/二次/三次調(diào)頻控制。一次調(diào)頻由歐洲輸電運營商網(wǎng)絡(luò)ENTSO-E統(tǒng)一操作，二次調(diào)頻由各控制區(qū)輸電系統(tǒng)運營商(TSO)直接控制[37]。
平衡結(jié)算單元由多個發(fā)電商和供電商組成。每小時交付電量前，發(fā)電商和供電商將發(fā)電計劃及需求預(yù)測遞呈平衡結(jié)算單元。參與一次/二次頻率控制的機組定期參與投標(biāo)，提供兩部分報價即容量報價和調(diào)用容量時的電量報價。TSO根據(jù)機組容量報價遞增排列選定機組，由電量報價遞增排列決定調(diào)用順序，按報價結(jié)算(pay as bid, PAB)。此外，市場要求頻率控制服務(wù)商的一次、二次調(diào)頻投標(biāo)容量分別不小于1 MW和5 MW，規(guī)范進(jìn)入市場的儲能主體，而電量受限型儲能提供二次調(diào)頻控制服務(wù)的成本和風(fēng)險也相應(yīng)增加。
德國平衡結(jié)算機制協(xié)同TSO管控的獨立調(diào)頻市場，由調(diào)頻市場與電量市場的價格差異拉動發(fā)電側(cè)對包括儲能在內(nèi)的多種電源建設(shè)投資。市場對電源調(diào)節(jié)效果不加區(qū)分進(jìn)行補償以及對投標(biāo)容量的下限設(shè)置，一定程度上影響儲能作為獨立服務(wù)提供商參與調(diào)頻的積極性。
4.3 英國
英國的頻率響應(yīng)輔助服務(wù)包括強制性/固定/需求側(cè)頻率響應(yīng)三種[38]。與德國相似，英國同樣采用平衡結(jié)算機制，其電力市場雙邊交易和實時電量平衡以“關(guān)閘”作為分界，關(guān)閘前由雙邊合同完成98%的電量交易，強制性和需求側(cè)頻率響應(yīng)即由雙邊合同完成。固定頻率響應(yīng)服務(wù)則在平衡服務(wù)市場招投標(biāo)后，由服務(wù)商與電網(wǎng)公司的輔助服務(wù)業(yè)務(wù)部ASB簽訂輔助服務(wù)協(xié)議。機組動態(tài)響應(yīng)頻率變化時，由聯(lián)營體支付未按計劃發(fā)電的利潤損失補償和所簽訂輔助服務(wù)合同明確的服務(wù)補償。
英國的傳統(tǒng)調(diào)頻輔助服務(wù)市場逐步完善，但儲能提供調(diào)頻服務(wù)的獨立市場主體地位尚未明確，收益的不確定性難以吸引英國商用調(diào)頻儲能的投資建設(shè)，儲能參與調(diào)頻還處于前期驗證階段。
4.4 中國
國內(nèi)調(diào)頻輔助服務(wù)分為基本服務(wù)如一次調(diào)頻和有償服務(wù)如AGC，由電網(wǎng)運營商和服務(wù)提供商在并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議中協(xié)定。對火電機組和水電機組的輔助服務(wù)費用支付和結(jié)算實施考核補償制。
2009年華北區(qū)域電網(wǎng)對AGC機組調(diào)頻性能，包括可用率和調(diào)節(jié)性能，進(jìn)行月度考核和補償。調(diào)節(jié)性能包括調(diào)節(jié)速率K1，調(diào)節(jié)精度K2和響應(yīng)時間K3。可用率指標(biāo)KA小于98%時按定額確定可用率考核電量，對K1，K2，K3則分項單獨考核，按月結(jié)算總考核電量以征收各機組考核費用并向各發(fā)電商按比例返還。同時根據(jù)機組日調(diào)節(jié)深度與調(diào)節(jié)性能指標(biāo)確定補償，按月結(jié)算并由各發(fā)電商按比例分?jǐn)?。機組的輔助服務(wù)凈收益為返還考核費、發(fā)放補償費與征收考核費、分?jǐn)傃a償費之差，性能越好的機組輔助服務(wù)凈收益越高。
2016年國家能源局下發(fā)《關(guān)于促進(jìn)電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務(wù)補償(市場)機制試點工作的通知》[39]，確立電儲能在輔助服務(wù)市場主體地位，鼓勵其在發(fā)電側(cè)、需求側(cè)參與調(diào)頻輔助服務(wù)，并明確發(fā)電側(cè)的電儲能調(diào)頻放電電量按發(fā)電廠相關(guān)合同電價結(jié)算，需求側(cè)執(zhí)行目錄電價。同時要求能源局各區(qū)域監(jiān)管局根據(jù)“按效果補償原則”調(diào)整調(diào)頻輔助服務(wù)計量公式。
國內(nèi)對于獨立的電儲能裝置作為常規(guī)可控設(shè)備參與AGC調(diào)頻，調(diào)度機構(gòu)還缺乏相當(dāng)?shù)慕?jīng)驗。設(shè)計基于調(diào)頻效果的合理服務(wù)計量方法，按實際貢獻(xiàn)補償，激發(fā)優(yōu)質(zhì)調(diào)頻源的積極性，成為推動我國儲能調(diào)頻商業(yè)化的前提。
4.5 小結(jié)
美國實時AGC競價市場從準(zhǔn)入到定價及結(jié)算均引入性能指標(biāo)，對不同調(diào)頻源的適用性較廣。德國調(diào)頻市場的定期投標(biāo)競價未限制電源種類，準(zhǔn)入條件對容量受限型儲能有所制約，同時補償機制中效果指標(biāo)的缺位容易造成儲能與傳統(tǒng)源的收益分配與實際貢獻(xiàn)不對等。英國儲能調(diào)頻則處于前期驗證階段，尚未配套市場規(guī)則。國內(nèi)則已明確儲能在發(fā)電與需求兩側(cè)的調(diào)頻市場主體地位及價格機制的初步規(guī)則，但缺少適用于儲能的服務(wù)計量方法，調(diào)度機構(gòu)則缺乏電儲能裝置作為獨立可控設(shè)備參與AGC調(diào)頻的調(diào)度經(jīng)驗。
各國儲能參與調(diào)頻市場的服務(wù)類型、準(zhǔn)入條件、交易方式、服務(wù)計量和定價機制等總結(jié)如表 3所示。
表3儲能調(diào)頻相關(guān)市場規(guī)則比較
5. 分析與啟示
5.1 分析
由國內(nèi)外兆瓦級儲能調(diào)頻項目與調(diào)頻市場研究有以下分析。
1) 儲能于未來電網(wǎng)調(diào)頻技術(shù)的補充與支撐意義促使全球各國相繼擴(kuò)大項目投入和容量建設(shè)。不同類型儲能的技術(shù)特性與經(jīng)濟(jì)性不一，而調(diào)頻儲能選型需要平衡具體服務(wù)技術(shù)需求與投資主體經(jīng)濟(jì)制約，因此服務(wù)商對調(diào)頻用儲能呈多元選擇，但以成熟度高的鋰離子電池為主流技術(shù)。
2) 兆瓦級儲能調(diào)頻運行模式的開展受各國能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型戰(zhàn)略與政策環(huán)境引導(dǎo)。發(fā)電側(cè)儲能聯(lián)合火電調(diào)頻適用于激勵和強制型制度，不受初期儲能服務(wù)計量辦法空白的影響。需求側(cè)分布式儲能集成調(diào)頻需實時監(jiān)測數(shù)據(jù)及協(xié)調(diào)管理的集控中心承轉(zhuǎn)支撐，涉及自消納/外響應(yīng)合理分配與用戶信息安全，配套建設(shè)和調(diào)控監(jiān)管難度稍大。
3) 儲能調(diào)頻商業(yè)化受市場開放程度、補貼與激勵及計量定價方式等影響。電儲能跟蹤精準(zhǔn)快速而容量有限，尤其對于獨立儲能運營商，僅靠服務(wù)容量或電量價格補償力度較小且難以反映實際調(diào)節(jié)貢獻(xiàn)，服務(wù)計量方法也需對應(yīng)不同電源的調(diào)節(jié)質(zhì)量與經(jīng)濟(jì)特性增強適用性。
5.2 啟示
引導(dǎo)中國儲能產(chǎn)業(yè)在調(diào)頻領(lǐng)域健康發(fā)展，實現(xiàn)較高的商業(yè)化運營需協(xié)調(diào)各方力量。根據(jù)上述分析提出對中國儲能調(diào)頻商業(yè)應(yīng)用初期的啟示。
1) 政策制定者：根據(jù)國內(nèi)外示范項目制定發(fā)電側(cè)與需求側(cè)調(diào)頻用儲能的并網(wǎng)標(biāo)準(zhǔn)，同時給予服務(wù)商技術(shù)路線自主選擇權(quán); 設(shè)計效果評價指標(biāo)或方法時，可在調(diào)節(jié)速率和精度等指標(biāo)外引入基于各調(diào)頻源執(zhí)行指令的有效性度量如實際里程; 設(shè)計服務(wù)計量方法時，可兼顧不同電源的調(diào)節(jié)性能與成本差異，在參調(diào)容量/電量與實際效果指標(biāo)之間加權(quán)制衡; 統(tǒng)籌發(fā)電側(cè)需求側(cè)和未來可能的輸配電側(cè)并網(wǎng)電儲能，為暫未推行的運行模式留取政策空間裕度。
2) 市場參與者：儲能運營商需綜合考慮應(yīng)用場景的頻率調(diào)節(jié)需求及投資回報年限預(yù)期選擇儲能類型，在計量與獲益方式暫未明確的市場環(huán)境下可先考慮儲能——火電聯(lián)合調(diào)頻運行模式，依據(jù)現(xiàn)有補償/考核機制與發(fā)電商實現(xiàn)互利共贏; 電網(wǎng)運營商在規(guī)程允許前提下為儲能供應(yīng)商開放試驗接入端口并提供協(xié)助，對用戶側(cè)儲能調(diào)頻模式下電網(wǎng)絡(luò)拓?fù)湓O(shè)計、線路敷設(shè)及節(jié)點計量等開展試驗。
3) 調(diào)度機構(gòu)：綜合服務(wù)質(zhì)量、區(qū)域頻率調(diào)節(jié)需求及運行成本對不同種類和不同側(cè)電源調(diào)度次序和分配策略進(jìn)行優(yōu)化; 對儲能獨立個體調(diào)度時機和區(qū)域調(diào)節(jié)功率分配可能性進(jìn)行前期探索; 需求側(cè)分布式光伏——儲能模式調(diào)度可引入用戶自發(fā)電/自用電預(yù)測技術(shù)及超前控制對分布式儲能荷電狀態(tài)協(xié)調(diào)管理; 對于暫未開放的輸配電側(cè)，依托前期試點項目研究儲能就地平衡供需特性和對局部電網(wǎng)的穩(wěn)定性影響。
6. 結(jié)語
本文從兆瓦級儲能調(diào)頻應(yīng)用項目的基本概況和類型構(gòu)成出發(fā)，對調(diào)頻用儲能選型的技術(shù)需求進(jìn)行分析，研究與調(diào)頻應(yīng)用相關(guān)的儲能性能參數(shù); 根據(jù)應(yīng)用工程對儲能調(diào)頻運行模式進(jìn)行分類，分析比較部分國家相應(yīng)運行模式的相關(guān)政策與市場需求; 最后，分析國內(nèi)外調(diào)頻市場與儲能相關(guān)的市場準(zhǔn)入、服務(wù)計量、定價機制等規(guī)則，結(jié)合國內(nèi)現(xiàn)狀，從政策制定、市場主體、調(diào)度機構(gòu)角度，為如何促進(jìn)中國儲能調(diào)頻商業(yè)化應(yīng)用提出建議。
