从各省2017电力辅助服务政策看储能发展
发布日期：2018/1/5
今年以来，电力辅助服务新政成为国内电力市场改革的热点。山东、新疆等多省份陆续发布实施电力辅助服务市场运营规则。各省的新政中多次出现储能，凸显其在电力辅助服务中的重要地位。本文将从电力辅助服务概念、现状以及与储能的关系说起。
电力辅助服务市场知多少
电力辅助服务(ancillary service)是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务，电力辅助服务的需求由电力系统瞬时平衡的特性所决定。在不同的电力市场，由于电源结构、电网结构、负荷分布和负荷特性的不同，需要的电力辅助服务种类和数量也不同。包括:一次调频、自动发电控制(AGC)、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等。
以往辅助服务主要由发电机组提供，随着可再生能源并网规模的不断增长，辅助服务需求也在大幅度增加，新型储能系统和需求侧资源等已开始提供辅助服务。
从提供服务的性质来说，可以分为有功、无功、黑启动三类，从是否为义务辅助服务来说，可以分为无偿辅助服务和有偿辅助服务。
值得注意的是，在国外成熟的辅助服务市场中并无调峰服务这一项，调峰问题是通过现货市场的分时电价引导市场成员在高峰和低谷时段调整出力来解决的。不过在我国现阶段，调峰的需求仍然较大。
电力辅助服务市场容量有多大?
目前我国辅助服务实行的机制是电监会2006年底颁布的《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》、《发电厂并网运行管理规定》。并在我国六个区域电力系统分别结合本区域内电源、负荷和网络结构等实际情况，制定了相应的“两个细则”。
2014年，国家能源局印发《关于积极推进跨省跨区电力辅助服务补偿机制建设工作的通知》(国能综监管〔2014〕456号)，将跨省跨区交易电量纳入电力辅助服务补偿机制范畴。
目前，电力辅助服务补偿机制除西藏尚未建立外，在全国范围内基本建成，运行效果普遍较好，为进一步推进电力市场建设奠定了基础。
11月10日，国家能源局综合司通报了2017年二季度电力辅助服务有关情况。
2017年二季度，共收到各派出能源监管机构报送的全国除西藏、蒙西地区外30个省(区、市、地区)电力辅助服务情况数据，涉及电力辅助服务补偿的发电企业数量共2725家，发电机组装机容量共14亿千瓦，补偿费用共28.19亿元，占上网电费总额的0.76%。
从电力辅助服务补偿总费用来看，二季度电力辅助服务补偿费用最高的三个区域依次为西北、华东和华北区域，西北区域电力辅助服务补偿费用在上网电费总额的占比最高，为4.91%，华中区域占比最低,为0.2%。
从分项电力辅助服务补偿费用来看，调峰、AGC和备用补偿费用占电力辅助服务补偿总费用的绝大部分比例，但各区域的补偿费用结构也有自身明显特征。
其中，调峰补偿力度以西北、东北最高，AGC补偿力度以西北、华北最高，备用补偿力度以西北、南方最高。总体来看，西北区域的辅助服务补偿力度最大。
从电力辅助服务补偿费用来源来看，主要来自分摊费用，合计24亿元，跨省区辅助服务补偿分摊发生费用合计0.2亿元，新机差额资金合计1.2亿元，考核等其他费用合计2.7亿元，无分摊减免费用。
储能在电力辅助服务中的作用
储能参与辅助服务市场，是一种多赢的局面。增加电网调频能力，维持电网稳定运行的同时，减少了火电机组的损耗，有效缓解了新能源的并网消纳。
储能主要在电源侧或负荷侧为电网提供调频调峰辅助服务。
火电机组调峰调频一般规模较大，调频响应速度较慢，在调峰过程中频繁启停会造成能源的浪费，对机组设备本身的损害也较大，安全性也难以保证。另外，火电机组既要承担主要发电、供暖的任务，又要用来调峰，任务的多重性也致使火电机组很难充分发挥调峰功能。
相比来看，储能在调峰调频上具有独特的优越性，无论在响应速度还是在调节精度上均远超过火电机组的调节装置，表现出极佳的调频性能。储能机组可以实现快速、精确的功率输入、输出，并且运行寿命长，用于调频的储能系统设计寿命已经可以达到10年以上，其可靠性和灵活性也具有技术优势。储能调频技术10兆瓦的储能系统可以在1秒钟内精确调节最多达20兆瓦的调频任务，而传统火电机组则需几分钟。二者相比，精度和响应时间相差50～100倍。据测算，储能调频效果是水电机组的1.7倍，燃气机组的2.5倍，燃煤机组的20倍以上。另外，储能在提供辅助服务基础上，消纳了可再生能源，缓解弃风弃光现象。但是储能过高的成本问题仍然是目前最大的阻碍。
电力辅助服务对储能发展的意义
近年来，能源行业对于储能的认知度不断提升。从电力市场改革、到“十三五”规划纲要、再到《关于推动电储能参与“三北”地区调峰辅助服务工作的通知(征求意见稿)》等，多个政策提及储能，也代表了国家宏观层面对于储能行业的认可和支持。今年以来，各省陆续发布电力辅助服务新政，为储能参与电力辅助服务市场带来了机遇。
储能可以为电力辅助服务市场注入新活力。储能参与辅助服务可有效缓解供热机组与新能源消纳的矛盾。业内也逐步认识到，只有推动针对性的政策出台，给予储能合法身份，才能打通储能系统在发电、输配、需求侧的应用，还可以进一步集合用户做虚拟电厂等。
电力辅助服务市场的放开，既有利于储能产业找到新的收益点，缓解储能电站的运营难度，还能促进产业新技术的研发。这对当前储能产业来说，如果能够深入参与到电力辅助服务市场，找到新的收益点，不但能够缓解储能电站的运营难度，还能促进新技术的研发。根据储能联盟测算，调峰辅助服务对储能开放，可将应用于风电场的储能系统投资回收期减少近40%。
2017电力辅助服务新政
江苏
2017年1月3日，江苏能监办修改了《江苏电网统调发电机组辅助服务管理实施办法》
对并网发电厂提供的基本辅助服务不予补偿，当并网发电厂因自身原因不能提供基本辅助服务时需接受考核。对并网发电厂提供的有偿辅助服务进行补偿，当并网发电厂因自身原因有偿辅助服务不能被调用或者达不到预定调用标准时需接受考核。
山东
2017年5月31日，山东能监办《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)》
山东电力辅助服务市场将山东省级电力调度机构直接调度的并网发电机组和送入山东电网的跨省区联络线纳入辅助服务市场范围，交易品种主要包括有偿调峰和自动发电控制(AGC)。有偿调峰交易采用“阶梯式”报价方式，分七档报价，交易方式为日前组织、按15分钟出清;AGC辅助服务交易为日前组织、按日出清。补偿费用按日统计发布，按月结算。
福建
2017年7月26日，福建能监办《福建省电力辅助服务(调峰)交易规则(试行)》
凡在福建电力交易中心注册的市场成员均应按要求参加福建电力辅助服务市场交易，包括并网发电企业(火电、水电、风电、光伏、核电等)、拥有自备电厂的企业、售电企业、参与市场交易的用户、储能等辅助服务提供商。
各电力市场成员，要重视福建电力辅助服务市场试点和交易平台试运行工作，自觉遵守有关法律、规章和市场规则。9月至12月为试运行期间，有关电力辅助服务市场交易结果按一定比例结算，2018年起依据交易规则按实际交易结果全额结算。
新疆
2017年9月25日，新疆能监办《新疆电力辅助服务市场运营规则(试行)》
鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施，要求充电功率在 1 万千瓦及以上、持续充电时间 4 小时以上;在火电厂计量关口出口内建设的电储能设施，与机组联合参与调峰，按照深度调峰管理、费用计算和补偿;由电储能设施投资运营方与风电场、光伏电站自主协商确定补偿费用，释放电量等同与发电厂发电量，按照发电厂相关合同电价结算。
有偿调峰服务在新疆电力辅助服务市场中交易，暂包含实时深度调峰交易、调停备用交易、可中断负荷交易、电储能交易。跨省调峰服务暂不开展，维持现有省间交易机制，待市场条件成熟后逐步实施。针对深度调峰交易提出，将采用“阶梯式”报价方式和价格机制，发电企业在不同时期分两档浮动报价。
山西
2017年11月7日，山西能监办《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》
明确规定储能运营企业可参与调峰和调频辅助服务，并且电储能设施可作为参与辅助服务提供及费用结算的主体，电储能设施独立并网,根据调度指令独立完成辅助服务任务,并单独计量的运行方式 。独立参与调峰的单个电储能设施额定容量应达到10MW及以上，额定功率持续充电时间应在4小时及以上。独立参与调频的电储能设施额定功率应达到15MW及以上,持续充放电时间达到15分钟以上。
具体要求如下：
(一)参与主体。发电企业、电力用户、售电企业、储能运营企业等均可参与辅助服务,电网企业直接或间接参与投资建设的电储能设施暂不得参与。
(二)参与品种。包括调峰和调频,调峰是指电储能设施以低谷用电和平峰高峰放电或者调整充放电缩小电量偏差考核的方式,利用峰谷电价差、市场交易价差、偏差费用考核政策或参与调峰市场获得收益,同时达到缩小电网峰谷差或平抑发电及用户自身发用电负荷差的日的。调频是指在满足电储能测试和安全规定的前提下,通过跟踪频率信号指令和快速精确调整频率的方式,按照市场规则 申报,依据市场成交价格获得补偿收入,达到平滑电网频率,提高电网运行效率和安全稳定水平的目的。
(三)参与方式。包括联合式和独立式,联合式是以发电企业或电力用户为辅助服务提供及费用结算主体,电储能设施通过与发电机组或用户的电力设备协同跟踪调度指令并联合计量的运行方式;独立式是以电储能设施为参与辅助服务提供及费用结算的主体,电储能设施独立并网,根据调度指令独立完成辅助服务任务,并单独计量的运行方式 。
(四)容量要求。独立参与调峰的单个电储能设施额定容量应达到lOMW及以上(联合调峰容量暂不受限制),额定功率持续充电时间应在4小时及以上。独立参与调频的电储能设施额定功率应达到15MW及以上,持续充放电时间达到15分钟以上;单个联合调频项目容量应达到机组额定容量3%或9MW 及以上,持续充放电时间达到15分钟以上, (在容量配比富余的情况下可放宽至5分钟以上,根据运行情 况另行调整)。
(五)设施要求。电储能设施应当符合并网技术和安全规定和能力测试要求(独立电储能设施相关规定另行制定),取得设计、施工 和安全措施的报告;应具备远动系统,能够接收省调控中心发送的调节指令,能够采集并实时上传电储能实时充放电信息等各类运行 状态信息至省调控中心。
同年9月4日，山西省人民政府办公厅印发了《山西省电力辅助服务市场化建设试点方案》，方案称引导新能源发电机组、电储能设备运营方、售电企业、电力用户等市场主体参与辅助服务市场，激励新兴产业与技术发展;维护市场公平竞争、确保电网安全稳定运行。
山西省电力辅助服务市场化建设将分阶段组织实施：第一阶段(2017-2018年)：开展调频辅助服务市场建设，建立有偿调峰辅助服务市场，探索无功补偿、黑启动辅助服务的市场化运作机制。第二阶段(2019-2021年)：在现货市场启动后，开展备用辅助服务市场建设;制订电能、调频与备用辅助服务在现货市场中联合出清、一体优化的实施方案;制订以双边协商交易为主的无功补偿与黑启动辅助服务市场化实施方案。
国家能源局
2017年11月15日，国家能源局《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》
方案中称，结合各地实际，完善电力辅助服务补偿机制。根据电力用户与发电企业直接交易、跨省跨区电能交易以及现货市场试点等实际情况，分类推进电力辅助服务补偿(市场)机制建设，确保对目前情况和电力现货市场具备较强适用性。
面对电力系统运行管理新形势，着力完善和深化电力辅助服务补偿(市场)机制，制定了详细的阶段性发展目标和主要任务。这是继《并网发电厂辅助服务管理暂行办法(电监市场[2006]43号)》之后，又一个重要的推动全国性的电力辅助服务工作的纲领性文件。《工作方案》提出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。
分三个阶段实施。第一阶段(2017年～2018年)：完善现有相关规则条款，落实现行相关文件有关要求，强化监督检查，确保公正公平。第二阶段(2018年～2019年)：探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制。第三阶段(2019年～2020年)：配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设。
来源：北极星
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