傲普能源设计技术总监黄磊：储能技术在电力市场化过程中的应用
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心统计数据显示，截止到2017年底，全球光热及风光发电并网储能项目共计246个，装机总规模达10.3GW。新能源发电侧建大型储能电站对促进可再生能源消纳，缓解日益突出的弃风、弃光问题，提高电网安全稳定运行水平意义重大，备受行业关注。
9月19日-20日，2018首届全国发电侧储能技术与应用高层研讨会在西安召开，就进一步推进储能在发电侧上的项目规划、安全施工、系统集成技术应用、运营模式、电网接入、标准体系、风光储电站考核机制、调度模式、储能项目备案、审批流程和体制机制等方面展开深入讨论。
傲普能源设计技术总监黄磊出席会议并发表专题演讲《储能技术在电力市场化过程中的应用》。
以下为发言实录：
黄磊：各位来宾、各位专家，大家上午好！我们这次研讨会已经持续了一天半的时间了，现在临近尾声了，大家都比较疲劳了，我就长话短说了，就我们在发电储能方面谈一点我们公司的心得，前面的专家在电网侧、发电侧、用户侧、实际的案例中，就储能环节、本体的优化方面都涉及到一些涵盖，我个人从电力系统调度运行专业，在投资决策中起到的作用，我这边做一个重点的介绍。
这页PPT展现的是我国电力系统建设、辅助电力系统建设，从我国经济增速两者相关性的趋势的分析，在座的大家都这一块了解的比较深入了，我就不再赘述了。这一页PPT讲的主要内容是我国辅助服务市场，从交易品种来看，主要包括调峰、调频、备用、无功支持及黑启动等，实际上总体来看，我们现在国家的几大区域的电网是比较紧密了，出现了大规模停电的可能性是比较小的，电网的无功电压不是主要矛盾，调峰、调频是目前主要的部分，目前还是以常规的火力发电为主，值得欣喜的是在一些省把新能源的电站也纳入了辅助服务的缴费主体，此外在广东，就是电网改革开放的前沿，他们提到了参与电力交易的大用户，也纳入到我们的辅助服务的缴费主体范围。
在不同的电力系统里面，实际上受到电源结构、电网结构以及负荷的特性、负荷分布的不同，电网辅助服务的内容和需求是不一样的，像我们华东电网，区外来电的比例占比比较大，这时候主要矛盾是解决区外大功率来电减少以后的问题，东北电网晚上风大，这个时候有一个逆调峰效率，蒙西、新疆等有波动的可再生能源的接入，对调频的需求就会大一些。
下面我就储能联合火电厂调频为例，影响收益率的情况做一个介绍，我个人把这一类项目收益影响的因素归为几个层面，第一个层面是政策层面，第二个电网调度层面，第二个充放电本体层面的，政策层面就是所在省份补偿规则，电网的AGC模式和考核标准，电网调度层面主要涉及到电厂所处电气位置，以及电网的运行方式，最后一个层面涉及到储能系统在充放电设计的时候，一些具体的技术细节。
这张图罗列了目前我们国家三个具有代表性的省份，在AGC补偿方面不同的一些规则，分别是蒙西、广东和京津唐，蒙西用的是之前两个细则，广东和京津唐采用集中定价的交易模式，从报价方案来说，蒙西不需要高价，广东是6到15块，京津唐是0到12块，蒙西电网的收益主要跟调节性能指标、里程、上网电价有关系，广东电网是里程跟调节性能指标、市场出清价决定的，如果说装了储能之后，这个电厂如果成为广东控制区里面K值最大的现场，这个市场定价本身跟市场调节指标成正比，在京津唐电网补偿是跟里程、市场出清价有关，这样自然就会产生一个上限值，随着性能指标的不断提高，边际效能指标不断递减的，蒙西电网现在走的是ACE考核，电厂调节的目的在于控制蒙西东送通道的计划，广东每天会公布次日24小时的最大调频需求，一般按照负荷1到3测算的，京津唐是按照周预测的10%测算的。
讲到AGC，不得不提高AGC的控制模式，还有AGC的考核标准，目前中国是三种，定频率、定联络线计划，然后就是定频率加定联络线计划，实际上是跟所在的子系统在大区域电网里面的定位，以及它相应的容量的大小来确定的，一般的话，在一个大的区域电网会选取一个最大容量的子系统作为一个主调频区，承担整个调频电网的频率调节，会设计成FFC模式，一般子系统会设计成TBC模式，就是频率加联络线调节，在各个分子系统里面，只有当这个子系统出现功率失去、赢余的情况下，优先调整本区域的发电机组，避免大幅度紊乱的变化，从考核标准来讲，目前这两个考核标准都是从北美引进过来的，一个是ACE，现在使用的CPS，ACE就是严格控制区域电网和外面联络电网的计划，要求在固定时候里，潮流ACE的值要经常过零，这样就带来一个问题，电网的调节负担就很重，站在投资者的角度也未尝不是一个好事，调的越多肯定是更有利于我成本的回收。CPS跟ACE不同，以频率控制稳定为最终的目的，不要求ACE要经常过零，只要ACE变化方向有利于频率的恢复，就允许ACE保持在稳定的范围里，这就减少了区域电网调节的负担。
接下来讲一下影响因素，一，电厂所处的电气位置，要控制通道一和通道二，以及通道一和通道二组成的计划，从图上可以看到，电厂二离断面比电厂一近，电厂2比电厂1会更有灵敏性，比如说旁边有很多风电在波动，电厂2比电厂1要优先调节，有更多的优先里程。
二，如果在检修方式下，这个情况会相反，比方说通道2上面有一条线路临检，通道2限额会下降，通道1限额也会下降，因为电厂2离断面很近，敏感度很高，从调节的角度来讲，电厂2承担的检修方式下的调节里程比电厂1还要小，我们做这个项目投资决策的时候，选点选哪一个，要决定检修方式做一个平衡的考虑。
三，最后一个因素，因为我们前面也讲到了，各个网省公司的结算规则里面，影响这个结算收益很大的因素是调节性能，储能能收益的根本原理，就是把调节性能调高了，影响调节性能的因素，就是调节速率、响应时间、控制精度。每个网省对三个量统计的采样周期和时间窗口是不一样的，如果我们设计储能的充放电策略的时候，我们的充放时间跟它窗口不匹配，会带来一些问题，如果储能调节很快，可以很轻易的突破K1值的话，有的网省公司会自动把这个数据判断成一个坏数据，实际上我调了以后，反而这个调节性能指标会下降。还有一点，如果我的窗口跟它不匹配，一瞬间调上去了，但是还没有开始统计，我调的快速的那一部分，没有被自动化系统统计到，这个时候就影响了我实际的收益。
最后是一个我们公司在蒙西电网投的一个具体的案例，这个在蒙西新丰热电厂，这是蒙西电网第一个投运的储能电厂的设备，正常条件下，它承担的蒙西电网ACE的调节里程非常大，收益也是非常好。
最后我想补充一下，现在现货市场建设已经在中国8个现货市场里面紧锣密鼓的推进，现货市场上来了以后，整个辅助服务市场的规则将产生一个翻天覆地的变化，包括辅助服务的交易品种，还有辅助服务市场和电能量市场怎么样衔接，还有电能量市场的出新的细节和政策，以及电网运行方式的安排，这里有很多因素会影响投资收益，那么这里面的投资机会很多，风险也很多，涉及到一些风险的评估、风险的识别、风险的控制，对投资团队在电力系统调度运行，还有电力市场专业方面，都提出了一个比较高的门槛，这一块正好是我们这支小团队的特色，也希望能跟大家有进一步的合作，我的分享就到这里，谢谢！
