储能技术在电力辅助服务市场中的应用研究

程明 师铎玮

（1.中国能源建设集团甘肃省电力设计院有限公司，甘肃兰州 730050；2.中核汇能有限公司西北分公司，甘肃兰州 730050）

1 储能技术在电力辅助服务市场中的应用现状

随着我国电力改革深入发展，电力辅助服务市场迎来了全新时代，储能技术参与辅助服务市场的机会增加。国家能源局2017年印发了《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》(国能发监管〔2017〕67号)，方案中明确要完善现有相关规则条款，按需扩大电力辅助服务提供主体，鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务。随后各省相继出台了《电力市场中长期交易实施规则》等管理办法，随着我国储能技术的发展和完善，其必将在我国用电辅助服务市场中发挥更大价值。

2018年底，我国已投运电储能项目累计装机规模达到31.2GW，其中调峰储能装机规模稳居第一，电化学储能的累计装机规模位列第二，达到1011.5MW。目前，调频调峰电力辅助服务都利用到传统火电机组的特性进行优化，调峰的调用次数少;而调频调用频繁，运行成本低的高效电储能技术更具优势。全国参与电力辅助服务补偿的发电企业共3530家，装机容量共12.45亿kW，补偿费用共70.09亿元，占上网电费总额的0.87%；从电力辅助服务补偿总费用来看，补偿费用最高的三个区域依次为西北、东北和华北区域，西北区域电力辅助服务补偿费用占上网电费总额比重最高，为3.13%，华中区域占比最低，为0.24%；从电力辅助服务补偿费用的结构上看，调峰补偿费用总额25.01亿元，占总补偿费用的35.68%；自动发电控制（以下简称AGC）补偿费用总额20.13亿元，占比28.72%；备用补偿费用总额19.63亿元，占比28.00%；调压补偿费用5.15亿元，占比7.35%；其他补偿费用0.17亿元，占比0.24%；从分项电力辅助服务补偿费用来看，调峰、AGC和备用补偿费用占总补偿费用的90%以上。其中，东北、西北区域调峰补偿力度最大，西北、华北区域调频补偿力度最大，西北、南方区域备用补偿力度最大[1]。

以甘肃省为例，2019年，随着省内调峰辅助服务市场规模逐渐扩大，新能源增发空间大幅释放，弃风弃光率明显下降，火电企业调峰收益颇丰，各方参与市场的积极性高涨，市场成效更为突出。甘肃电网参与调峰交易火电企业14家，机组31台，装机容量1181万kW，占公网火电总容量72%；参与应急启停交易电厂6家8台机，容量 528 万，占公网火电装机总容量32.5%。1～6月份，甘肃省电力辅助服务市场累计贡献调峰电量4.62亿千瓦时，火电调峰收益2.39亿元。通过跨省调峰辅助服务市场运营，以市场手段实现了西北区域内调峰资源共享，极大促进了区域新能源消纳和能源资源优化配置。已正式实施的《电力系统安全稳定标准》（GB 38755-2019）也提出“新能源场站应提高调节能力，必要时应配置燃气电站、抽水蓄能电站、储能电站等灵活性调节资源及调相机、静止同步补偿器、静止无功补偿器等动态无功调节设备”。在电力市场公平竞争的场景下，电储能显示出投资少、运行成本低、竞争力强的特点。总体而言，储能技术在我国电力辅助服务市场中具有较好的发展前景，也将为我国电力市场的发展提供强有力的支撑。

2 储能技术在电力辅助服务市场中的应用策略

2.1 推动电力现货交易结算方式

国家发改委副主任连维良指出，“在深化电力改革方面，要加快推动电力现货交易的结算试运行，以市场化方式推动电力峰谷分时交易，增加现货市场申报价段数，鼓励更多辅助服务纳入电力交易。深化储能和调峰机制改革，明确电源侧、电网侧、用户侧储能责任的共担机制，结合电力交易改革开展试点，通过灵活的市场化机制实现储能和调峰的成本回收。”在新版《电力中长期交易基本规则》中，也再次明确将储能纳为市场成员。通过推动电力现货交易结算将有利于市场主体通过市场机制发现电力价格，更快速、更准确地反映市场实际需求、供给能力、供求变化和供求趋势，发挥市场在资源配置中的决定性作用，实现资源的优化配置[2]。

2.2 建设完善的市场运行机制

在完善运行机制中，要真正实现“收益和需求”相统一原则，让储能技术的发展满足社会的需求。在整个用电压力之下，储能技术能够建立起完善的市场运行机制可以有效减少高峰负荷以及对电网和电源的投资，其也可以满足不同层次的用电需求。另外，应该逐步建立向用户需求倾斜的市场化机制。落实“谁受益，谁付费”的原则，为储能电站提供强有力的资金支撑，缓解各类补偿支付问题，实现储能技术的不断进步。因此，建立完善的市场运行机制，务必要遵循“科学性”原则、“个性化”原则，让储能技术在电力辅助服务市场中发挥最大价值。

2.3 科学衡量电力辅助服务市场

在开展电力峰值控制中，需要对运行机组进行降负荷操作，以实现峰值控制。因此，在利用储能技术实现电力辅助服务中，要科学衡量电力辅助服务的成本和价值补偿标准，为规范市场竞争提供依据。在国外，储能多被应用在微电网、调频、备用等多个辅助服务中，其中调频、备用等辅助服务将是大规模储能发挥长期价值的关键所在。从储能的技术特性和我国电力市场的发展阶段来看，短期内储能能否在辅助服务市场中实现价值发现，将会成为下一阶段储能发展走向的核心问题。

3 结语

储能的技术成熟度仍有待提高，技术成本也有待下降，以进一步提升系统应用的经济性。今后，通过储能技术提升功率预测精度，增强新能源发电技术的可预见性和可控性，是实现能源互联的重要技术支撑手段；通过布局微电网，负荷中心的分散式、小规模储能应用，平抑日趋扩大的峰谷差，实现源荷两端协调匹配，能够更好地发挥储能价值。在电力辅助服务方面，储能提供的电力辅助服务内容相对有限，为体现“谁受益、谁付费”的原则，需建立“按效果付费补偿机制”；各地区政策制订存在差异，为降低政策风险，需持续推动辅助服务市场运行长效机制。通过电网、发电企业、政府能源主管部门的积极引导和全社会的广泛参与，激励和引导市场主体更加积极理性地参与辅助服务市场建设。