南方區(qū)域電化學(xué)儲能電站參與電力市場輔助服務(wù)政策
《南方區(qū)域電化學(xué)儲能電站參與電力市場輔助服務(wù)政策》第二十條規(guī)定：根據(jù)調(diào)節(jié)容量、調(diào)節(jié)電量，對儲能電站提供的AGC服務(wù)實施補償，這個補償完全參照之前發(fā)布的《南方區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電網(wǎng)輔助服務(wù)管理實施細(xì)則》的標(biāo)準(zhǔn)來執(zhí)行，即《細(xì)則》第十七條：根據(jù)調(diào)節(jié)容量、調(diào)節(jié)電量，對并網(wǎng)發(fā)電機組提供的AGC服務(wù)實施補償。
另外，《政策》第二十一條表明：儲能電站根據(jù)電力調(diào)度機構(gòu)指令進入充電狀態(tài)的，按其提供充電調(diào)峰服務(wù)統(tǒng)計，對充電電量進行補償，具體補償標(biāo)準(zhǔn)為 0.05萬元/兆瓦時，即5毛錢一度電。
廣東電力系統(tǒng)簡介
1、電源結(jié)構(gòu)
廣東電力系統(tǒng)的電源結(jié)構(gòu)有以下幾個特點：
裝機中煤機占比高：截止2017年底，廣東統(tǒng)調(diào)裝機容量1.07億千瓦，其中，燃煤機組是廣東的主力電源，裝機占比達54%。
受西電比重大：2017年西電最大送電3496萬千瓦，約占最高統(tǒng)調(diào)負(fù)荷的1/3，對全省電力平衡以及潮流分布影響較大。
省內(nèi)快速調(diào)節(jié)資源緊張：水電裝機容量小，快速調(diào)節(jié)困難。
2、安全穩(wěn)定特性復(fù)雜
廣東電力系統(tǒng)運行的安全穩(wěn)定特性較為復(fù)雜：
最大的交直流并列運行受端大電網(wǎng)：8交9直西電東送大通道，直流落點集中在珠三角，交直流相互影響突出，調(diào)控難度大。
電源與負(fù)荷分布不平衡，潮流大范圍轉(zhuǎn)移：電源主要分布在粵東西北，負(fù)荷集中在珠三角，占全省負(fù)荷的74%，省內(nèi)主網(wǎng)呈“西電東送、北電南送”的格局，潮流大范圍轉(zhuǎn)移，通道長期壓極限運行，阻塞斷面多。
臺風(fēng)、雷暴、火山等自然災(zāi)害頻發(fā)，電網(wǎng)安全風(fēng)險高。
按照《廣東省能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，預(yù)計2020年：電源結(jié)構(gòu)逐步優(yōu)化，省內(nèi)電源裝機容量約1.34億千瓦，其中：
煤電約6400萬千瓦，占47.8%，比2015年下降11.2個百分點。
氣電約2300萬千瓦，占17.2%，比2015年提高2.6個百分點。
核電約1600萬千瓦，占11.9%，比2015年提高3.5個百分點。
水電（含抽水蓄能730萬千瓦時）1570萬千瓦，占11.7%，比2015年降低2個百分點。
西電東送能力約4000萬千瓦，比2015年提高500萬千瓦。
3、 負(fù)荷特性
廣東電力系統(tǒng)的負(fù)荷具有以下三個方面的特點：
負(fù)荷水平高：2017年最高統(tǒng)調(diào)負(fù)荷10858萬千瓦，同比增長8.5%。
峰谷差大：日負(fù)荷3峰3谷，高峰期峰谷比約0.6，最大峰谷差超過4000萬千瓦，調(diào)峰困哪。
峰谷交替期負(fù)荷變化速率快：達到300萬千瓦/分鐘，調(diào)頻難度大。
廣東的調(diào)頻輔助服務(wù)從2017年初開始，市場建設(shè)團隊組織開展了南方（以廣東起步）調(diào)頻輔助服務(wù)市場的研究和建設(shè)，先后完成了交易規(guī)則編制、技術(shù)支持系統(tǒng)開發(fā)、市場宣貫培訓(xùn)等工作。
根據(jù)南方能監(jiān)局關(guān)于組織開展調(diào)頻輔助服務(wù)模擬運行的通知的要求，2017年12月18日，調(diào)頻輔助服務(wù)市場正式啟動模擬運行。
目前市場整體運行良好，市場主體參與度逐步提高，市場最高出清價格不斷下降，調(diào)頻總費用整體呈下降趨勢。
用戶側(cè)儲能電站參與輔助服務(wù)若干問題探討
1、儲能方案
《南方區(qū)域電化學(xué)儲能電站并網(wǎng)運行管理及輔助服務(wù)管理實施細(xì)則（試行）》
第一條：鼓勵發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶、儲能企業(yè)或其他市場主體投資建設(shè)儲能設(shè)施，促進儲能電站為電力系統(tǒng)運行提供調(diào)頻、調(diào)峰、調(diào)壓、黑啟動等輔助服務(wù)。
第二條：電化學(xué)儲能電站是指采用電化學(xué)電池作為儲能元件，可進行電能存儲、轉(zhuǎn)換及釋放的并網(wǎng)電站（以下簡稱“儲能電站”）。
第三條：本細(xì)則適用于南方區(qū)域地市級及以上電力調(diào)度機構(gòu)直接調(diào)度的并與電力調(diào)度機構(gòu)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議的容量為2MW/0.5小時及以上的儲能電站，其他類型儲能電站參照執(zhí)行，也就是說2MW/1MWh的儲能電站就可以參加電力輔助服務(wù)市場。
方案一 低壓接入分布式，單機400kw
上圖系統(tǒng)設(shè)計中采用的是10KV的進線，低壓接入分布式，單機400kw，說明：
儲能單元并接在變壓器低壓側(cè)400V母線上，電池充電狀態(tài)相當(dāng)于用電負(fù)荷，選擇變壓器輕載及電價低谷時充電，這跟平時削峰填谷的策略一樣，不同之處在于，根據(jù)調(diào)度需要充電的時候也是要進行充電的；
儲能系統(tǒng)放電狀態(tài)，相當(dāng)于發(fā)電機，放電功率一般為變壓器負(fù)載的20%-80%，放電時，還是需要使用部分電網(wǎng)電量；
儲能系統(tǒng)逆變器屬于電力電子設(shè)備，充放電時，能自動跟蹤電網(wǎng)系統(tǒng)頻率及電壓，通過抬高或降低儲能系統(tǒng)電壓來實現(xiàn)充電或者放電，屬于在線式工作，跟傳統(tǒng)柴油發(fā)電機等有區(qū)別，不存在切換電源問題，比傳統(tǒng)發(fā)電機響應(yīng)速度更快，更為直接。
由于儲能單元（單機400kw/500kwh ）并網(wǎng)接入點為變壓器低壓側(cè)母線，故不占用報裝容量，目前也沒有明確的規(guī)定需要向供電局申報。
由于需要考慮與用戶變壓器負(fù)載配合，選擇用戶范圍少，比較困難。
方案二 中壓接入集中式，單機500kw -1000kw
方案二中的儲能系統(tǒng)直接接入到10KV的母線上，說明：
儲能單元通過變壓器并接在開關(guān)站10kV母線上，電池充電狀態(tài)相當(dāng)于用電負(fù)荷，放電狀態(tài)相當(dāng)于電源。
直掛10kV母線上，故儲能單元充放電，不受單臺用戶變壓器負(fù)載的限制。
由于儲能單元并網(wǎng)接入點為10kV母線上，按照目前政策要占用容量，需要交納基本電費，這跟低壓側(cè)接入有所區(qū)別，按照供電局的規(guī)定，低壓側(cè)這邊是利用用戶現(xiàn)有的變壓器容量來裝機，如果要接入10KV母線，就需要增加變壓器，就要向供電局申報，繳納基本電費。
由于不需要考慮單臺變壓器負(fù)載情況，故受限少，可選用戶范圍廣。
2、儲能電站方案存在的問題
問題一：
儲能電站規(guī)模 最小值2MW/1MWH，以上分布式、集中式是否都符合？目前沒有明確的表示。
集中式直掛10kV母線，是否需要交納基本電費（容量電費）？目前我們在為電網(wǎng)提供輔助服務(wù)，按照訴求應(yīng)該是不需要繳納基本電費的，因為現(xiàn)在是為電網(wǎng)提供服務(wù)，但并無相關(guān)的條文支撐。按照目前增加變壓器容量后，需要繳納基本電費，其經(jīng)濟性需要重新評估。
節(jié)假日，用戶負(fù)荷可能小于儲能電站放電功率，是否可以反送電到系統(tǒng)？目前在執(zhí)行的過程中，供電局對用戶反送電有嚴(yán)格的考核。1)如無法向電網(wǎng)反送電，自身負(fù)荷無法消耗儲能電站的電量，儲能電站的收益降低。而為了參與輔助服務(wù)而增加儲能電站的容量和PCS功率，增加投資成本，延長投資回收期。2)如可以實施反送電，功率是否有限？如果不能，那是否免考核？
解決方案：
集中式選擇110kV專業(yè)用戶，分布式選擇10kV供電的大用戶，年用電量2000萬千瓦時以上。
選擇用戶負(fù)荷曲線跟統(tǒng)調(diào)吻合的用戶（完全自我消納）。
以上選取的園區(qū)的負(fù)荷曲線基本跟廣東省的負(fù)荷曲線一致。
從廣東電力系統(tǒng)運行的特點可以看出：
上午7：45 - 9:00及下午13:15-14:00這兩個時間段負(fù)荷急劇攀升；
上午11:30-12:15，17:15-18:00 負(fù)荷急劇下降，負(fù)荷變化超過1000萬千瓦。
上午9:00-11:00，14:00-17:00 ，18:00-22:00變化緩慢，此時間段是儲能電站參與調(diào)峰的主要時間段。
調(diào)峰時間段:每天三個峰谷時段
圖中綠色的部分是AGC調(diào)令充電的真實負(fù)荷曲線，去掉黃色部分后，是AGC調(diào)令放電的負(fù)荷曲線。
從圖中可以看到，接受AGC調(diào)令充電之后負(fù)荷曲線發(fā)生了比較大的變化，用戶的用電最大功率原來的6200kW增長到最高峰的8200kW。
無論在什么時間，只要接受到調(diào)度令，需要響應(yīng)進行充放電，這樣一來就無法利用原來的峰谷差價套利的方式來獲得儲能電站的收益。增加了輔助服務(wù)的收益是否比原來增加？
以東莞市10kV用戶側(cè)儲能電站的對一天收到三次AGC調(diào)令的收益進行簡單測算。
模式1是在電價最低的時候收到調(diào)度令，這時候的收益就是最低的，舉例說在7:30-8:00收到調(diào)度令，這個時間段東莞市處于電價谷段，無價差，僅有AGC調(diào)度補貼收益。8:00-9:00出于電價平段時間，同樣接到AGC調(diào)度，其整體的收益就會有所降低。
東莞市的高峰電價是從9:00開始的，模式1接受AGC調(diào)令后在高峰電價前電量已經(jīng)完全放掉了，高峰時段就無電可放，即無峰谷差價收益。
模式3完全是在高峰時段收到AGC調(diào)令進行放電，這時候的收益是最高的。
而在11:00-12:00是東莞市的高峰電價時間，這個時間段進行充電，而在下午12：30開始放電，該段時間為東莞市的平段電價時間，即便對充電補貼5毛錢/度電的補貼，其價差收益也較低。
調(diào)峰時間段:每天兩個峰谷時段，即7:45-18:00
上圖有兩個AGC調(diào)令的調(diào)峰時間段，即早上7：45~9：00、12：30~14：00兩次放電和11：00~12：00、17：00~18:00兩次充電調(diào)令。
如果每天只是收到兩個充放電的調(diào)令。則當(dāng)?shù)氐诙€電價峰段時間進行削峰填谷獲得收益。
用戶側(cè)銷售電價峰段時間：
廣州中山惠州：14:00-17:00,19:00-22:00
佛山東莞珠海江門：9:00-12:00,19:00-22:00
深圳：9:00-11:30,14:00-16:30，19:00-21:00
廣東省內(nèi)有3峰3谷，其中每個城市的峰谷電價的時間是不一樣的，只有深圳是完全按照3峰3谷實施的峰谷電價。
廣州、中山、惠州執(zhí)行的是第二和第三個峰，而佛山、珠海、東莞、江門執(zhí)行的是第一和第三個峰，所以不同地區(qū)的對應(yīng)的儲能控制策略是不盡相同的。
問題二：
省統(tǒng)調(diào)日負(fù)荷曲線顯示：7:45-9:00 13:15-14:00 負(fù)荷急劇爬升，11:15-12:00,17:15-18:00急劇下降。
東莞峰段時間：9:00-12:00, 19:00-22:00，
系統(tǒng)調(diào)峰時間與峰谷電價時段有錯位，魚跟熊掌不可兼得，整體降低了儲能的收益。儲能不能全在低谷電價時充電，如11:15-12:00期間，需要充電；也不能全在高峰電價時放電，如07:45-09:00期間，需要放電。
放電時間：7:45-9:00雪中送炭？9:00-11:00錦上添花？而在11:15-12:00電價高峰段放電，收益高了，但是對調(diào)度來說是火上澆油？
解決方案：
AGC的調(diào)令由電網(wǎng)統(tǒng)一發(fā)送，因此建議儲能電站充放電給與特別的電價，例如在11:00-12:00充電期間是否可以給予充電電價的優(yōu)惠？因為響應(yīng)的是電網(wǎng)調(diào)度的指令，在高峰期充電，即便是給予了補貼，其收益也是較低的。
削峰填谷原理：第一次充電時間：00:00-08:00，第一次放電時間：09:00-12:00；第二次充電時間：12:01-19:00，第二次放電時間：19:01-22:00。低價的時候充電，高價的時候放電，這樣就可以實現(xiàn)峰谷差價的套利。
按照正常的兩充兩放模式：充電時間0:00-8:00，12:01-19:00；放電時間9:01-12:00，19:01-22:00，按2MW/2.5MWH、300天/年計算，收益是529713元，如果參與電力輔助服務(wù)，最低收益可以達到625768元，所以可以看到，參與電力輔助服務(wù)比單純的削峰填谷的峰谷差價收益要高。
但是是不是所有企業(yè)都可以參加電力輔助服務(wù)呢？《細(xì)則》第四條規(guī)定：電力調(diào)度機構(gòu)應(yīng)按國家有關(guān)法律法規(guī)及技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)的要求，為儲能電站接入電網(wǎng)提供必要的服務(wù)，加強儲能電站調(diào)度管理。電力調(diào)度機構(gòu)負(fù)責(zé)監(jiān)測、記錄儲能電站實施充放電狀態(tài)。儲能電站充放電狀態(tài)接受電力調(diào)度機構(gòu)統(tǒng)一調(diào)度指揮。
問題三：
《細(xì)則》規(guī)定：
第四條：電力調(diào)度機構(gòu)應(yīng)按國家有關(guān)法律法規(guī)及技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)的要求，為儲能電站接入電網(wǎng)提供必要的服務(wù)，加強儲能電站調(diào)度管理。電力調(diào)度機構(gòu)負(fù)責(zé)監(jiān)測、記錄儲能電站實施充放電狀態(tài)。儲能電站充放電狀態(tài)接受電力調(diào)度機構(gòu)統(tǒng)一調(diào)度指揮。
第十六條：電力調(diào)度機構(gòu)按照《南方區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細(xì)則》相關(guān)條款對儲能電站自動化裝置（包括監(jiān)控系統(tǒng)、PMU裝置、電量采集裝置、時鐘系統(tǒng)及監(jiān)測裝置、調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)、電力監(jiān)控系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)安全設(shè)備等）運行情況進行考核。
儲能電站與調(diào)度直接的通信通道工程，是應(yīng)該電網(wǎng)投資還是投資方投資？配套通信工程配置要求，站內(nèi)自動化裝置配置要求？
經(jīng)濟性分析：
我們可以通過三種模式的經(jīng)濟性比較，來分析參加電力輔助服務(wù)的投資回報是否比原來兩次的調(diào)峰有所增長。
按照模式1，每天三次在電價最低的時候響應(yīng)調(diào)度，每年的收益就是58.23萬元/年，如果按照每天兩充兩放的調(diào)峰，削峰填谷的收益在62.58萬元/年，明顯可以看出，每天參與兩次調(diào)峰的收益比每天三次調(diào)峰的收益要高。
但是如果按照模式3，即在高電價的時候進行調(diào)度，每天三次的調(diào)峰遠(yuǎn)比每天兩次的調(diào)峰要高。但是由于這種情況不取決于電站，而是取決于調(diào)度，所以不確定的問題會比較多，無法進行測算。
無論其每天調(diào)峰兩次還是三次，其收益都較常規(guī)的削峰填谷的收益為52.97萬元要高。
參與電力輔助服務(wù)市場的儲能電站，一是需要增加匹配功率的PCS投資；二是時需要增加儲能電站與調(diào)度直接的通信投資。其成本的上升也是明顯的。
通訊系統(tǒng)設(shè)備和通信工程建設(shè)，工程費用在50-200萬不等。如用戶是110KV變電站或者用戶是安裝了10kV并網(wǎng)的分布式光伏電站，即用戶現(xiàn)已有電網(wǎng)通訊系統(tǒng)，儲能電站即可以利用其原有的通訊系統(tǒng)即可，對于需要參與電力輔助服務(wù)而增加投入較少，如果這個儲能的電站通訊系統(tǒng)需要新增建設(shè)，要增加一套調(diào)度通信系統(tǒng)，其費用可達200萬左右的費用，這樣投入在小規(guī)模的儲能電站中成本占比較高。那么為了參與電力輔助服務(wù)其投入也是得不償失的。
并參加電力輔助服務(wù)，調(diào)度是有條件的，而AGC調(diào)峰中，是否會調(diào)用到建設(shè)的電池儲能電站，也是存在的不確定因素。
所以發(fā)布的規(guī)定對于市場有多大的促進效應(yīng)現(xiàn)在還不能評判。目前也暫時還沒有在運營的案例，還需要在實踐的過程中，看一下實際的收益才可以進行下一步的討論。
問題四：
《細(xì)則》規(guī)定：
第七條 儲能電站應(yīng)滿足電網(wǎng)頻率異常響應(yīng)的要求。
第八條 儲能電站應(yīng)滿足電網(wǎng)電壓異常響應(yīng)的要求。
第九條 儲能電站應(yīng)具備低電壓穿越功能。
第十條 儲能電站應(yīng)具備高電壓穿越功能。
第十一條 儲能電站應(yīng)具備有功功率調(diào)節(jié)能力。
第十二條 電力調(diào)度機構(gòu)對所轄范圍儲能電站母線電壓曲線合格率進行考核。
對于低壓接入分布式儲能電站，以上運行技術(shù)要求如何滿足？該如何考核，是10KV母線還僅僅是設(shè)備負(fù)荷要求即可？這些問題都清晰的解釋。
總結(jié)
通過以上討論，用戶側(cè)儲能電站參與廣東電力市場輔助服務(wù)，還存在很多不確定性，電站試點選擇原則：
供電電壓等級是110kV專變的用戶，其與調(diào)度通信通道已有，10kV并網(wǎng)接入集中式也不存在基本電費問題。
以建有分布式光伏的10KV用戶，其通信通道已有，可采用低壓并網(wǎng)接入分布式方案。
用戶日負(fù)荷曲線盡可能與廣東統(tǒng)調(diào)日負(fù)荷曲線一致，充放電時，變壓器不過載，不增加基本電費，不往系統(tǒng)倒送電。
無現(xiàn)貨不市場，現(xiàn)有峰谷電價與調(diào)峰時段錯位，只有在執(zhí)行現(xiàn)貨市場下，才能保證儲能充放電剛好是在峰谷電價時段。儲能電站在解決系統(tǒng)調(diào)峰問題時，也能獲得收益，充分體現(xiàn)其價值！
精彩問答
1、 AGC調(diào)令是由電網(wǎng)公司發(fā)出的嗎？給出的調(diào)令圖是真實的還是模擬？為什么會在用電高峰期進行充電？
AGC調(diào)令由電網(wǎng)公司發(fā)出，電網(wǎng)公司會給系統(tǒng)設(shè)置一定的條件，由系統(tǒng)自動發(fā)送。
負(fù)荷曲線圖給出的調(diào)令是模擬，真實的調(diào)令選擇的是滿足系統(tǒng)設(shè)置條件的調(diào)峰電站。
11:00-12:00是電價高峰時段，由負(fù)荷曲線可以看到，其負(fù)荷功率由9000萬千瓦降到7000萬千瓦，調(diào)峰是在負(fù)荷陡升或陡降時進行，11.15-12.00是下降，需要儲能充電。
2、 應(yīng)用在大工業(yè)負(fù)荷側(cè)削峰填谷的儲能電站能夠享受補貼嗎？
除了參加電力輔助服務(wù)市場的補貼外，目前暫時沒有其他的補貼。
