联盟观点

3月18日，国家能源局市场监管司起草的《国家能源与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）》（以下简称《通知》）在互联网流传，这是电改9号文发布以来，与储能最直接相关的改革措施，仅仅看题目，就能发现《通知》直接为储能开放了一个特定的电力市场——调峰辅助服务。

本文结合中国调峰辅助服务的市场现状，通过简单的计算分析，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%。《通知》是近年来对中国储能产业发展最实质的利好，值得储能产业从业者密切关注，及时布局。

《通知》内容简要概括

1、谁可以参与

发电侧参与调峰辅助服务：发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等

用户侧参与调峰辅助服务：小区、楼宇、工商企业等

2、什么样的储能设施可以参与

发电侧参与调峰辅助服务，储能设施充电功率、能量要求：10MW/4h以上

用户侧参与调峰辅助服务，分布式电储能设施、电供热储能设施，没有功率、能量要求

3、如何参与

鼓励在集中式新能源发电基地配置电储能设施，参与调峰辅助服务。

10MW以上的电储能设施，接受电力调度机构统一调度。

建设在发电厂的储能设施（储电、电供热储能），可与发电厂联合参与调峰，也可以独立主体参与调峰。其中，建设在风光电站的电储能设施，优先考虑风光电站使用后，富裕能力可参与辅助服务市场。

用户侧储能设施（储电、电供热储能）仅可参与深度调峰与启停调峰。

4、如何结算

建设在发电厂的储能设施，放电电量按照发电厂相关合同电价结算。

用户侧储能设施，按市场规则自行购买电量，放电时，可就近向电力用户出售电力获得收益。

充放电4小时以上的电储能装置参与发电侧启停调峰，视为一台最低稳燃功率相当的火电机组启停调峰。

中国调峰辅助服务简介

2006年11月，国家电监会印发了《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，随后，在此《办法》规定下，东北、西北、华北、华中、华东以及南方电监局^[1]相继出台各区域《发电厂并网运行管理细则》以及《并网发电厂辅助服务管理细则》（以下简称《两个细则》），中国的电力辅助服务市场开启，调峰是其中重要的一项辅助服务。

按照《两个》细则的要求，调峰辅助服务分为基本调峰、有偿调峰两种。基本调峰是指发电机组在规定的出力调整范围内，为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的、按照一定调节速度进行的发电机组出力调整所提供的服务。有偿调峰是指发电机组按电力调度指令超过基本调峰范围进行的深度调峰，以及发电机组启停机调峰所提供的服务。

基本调峰是发电机组必须提供的辅助服务，目前没有补偿，因此储能参与调峰辅助服务，将更多的参照有偿调峰的相关规定，衡量收益，制定策略。

各区域电网《两个细则》规定的辅助服务结算方法和标准各不相同，此次《通知》涉及的“三北”地区（东北、华北、西北），针对调峰辅助服务，现行的结算方法如下表。

“三北”地区调峰辅助服务现行结算方法

华北电网区域内，京津唐电网，2013年3月试运行了《京津唐电网并网发电厂调峰辅助服务补偿实施细则（修订稿）》，新制定的补偿办法如下：

对应京津唐电网负荷曲线高峰、低谷形态，发电单元出力曲线峰谷差率大于京津唐电网负荷曲线峰谷差率应该获得补偿，幅度越大、调峰贡献越大，应获得补偿越多；反之则需承担补偿费用，峰谷差率越小、应承担费用越多。

与之前华北电网两个细则，仅仅从调节电量的角度进行补偿，新的修订稿，将机组的变化幅度也考虑进去，变化幅度越大，越容易调节，所获得的服务补偿也就越多。

最新公布的数据显示，华北电网内的京津唐地区，2016年1月，调峰辅助服务补偿总额，按照2006年颁布的《两个细则》计算，为281万元，而按照了《京津唐电网并网发电厂调峰辅助服务补偿实施细则（修订稿）》计算，补偿费用则为1402万元，提供调峰辅助服务，获得的汇报提高了近5倍。

储能参与调峰辅助服务的可能性

《通知》的出台，实质上给了储能正当的身份，可以参与“三北”地区调峰服务。但储能最终是否能在调峰辅助服务市场获得推广应用，最直接的制约因素还是在于其经济性。

对照两个细则，三北地区中，东北电网对于调峰的补偿标准较高，因此以参与东北电网调峰辅助服务为例，计算储能收益。

东北电网峰谷平时段划分如下：

假设储能系统在谷段或平段充电，峰段将电全部放光，高峰放电时获得售电收益，谷段和平段的充电视为参与辅助服务市场调峰，获得调峰收益。则一套储能系统在上述时段划分下，一天可进行2次满充满放。

如布置一套10MW/4h的储能系统，并假设其放电时上网电价采用风电上网电价核算，则其参与调峰的总收益计算如下。

1、每天调峰收益

每次可下调电量40MWh，按照补偿量值高的东北电网计算，其每天的补偿费用为：

深度调峰补偿费用=40MWh*300元/MWh*2=24000元

2、每天售电收益

按照《通知》的规定，建设在发电端的储能设施，售电按电厂上网电价计算，因此储能高峰放电按风电上网电价0.5元/kWh计算。假设所存电量高峰期都能出售，且充放电效率为100%，不考虑充放电深度，全部放光，每天的售电收益为：

售电收益=40MWh*1000*0.5元/kWh*2=40000元

3、全年收益

全年按360天计算，假设每天都是理想状态，低充高放，则全年收益为：

全年收益=（24000元+40000元）*360=2304万元

5、投资回收期

假设一套储能系统的成本为3000元/kWh，不考虑其他建设、人力、运维成本，则10MW/4h的储能系统总成本为1.2亿元（3000元/kWh*40000kWh）。则整个系统的投资回收期为5.2年（1.2亿元/2304万元）。

每天2次循环，5.2年共计循环3744次（2次*360天*5.2年，锂离子电池、钠硫电池、液流电池的循环寿命基本都能满足此要求。

“三北”调峰辅助服务放开，对储能调峰收益的影响

依旧以上述的计算为例，在储能不参与调峰辅助服务市场的前提下，假设仅仅削峰填谷，吸收风电场电力，按0元/kWh计算，仅能获得高峰售电收益。全年收益为1440万（40000元*360天），投资回收期8.3年，调峰服务的放开，可以大大缩短储能设施的投资回收期。

当然，以上计算中，假设的场景非常理想，考虑到充放电效率，存储的电力高峰时段是否能全部出售，投资回收期会有一定的延长，但无疑，调峰辅助服务对储能开放，可以为储能提供一笔较大的收益。尤其在津京唐电网，其修订的两个细则中，以调节幅度来衡量、计算补偿收益，调峰补偿因此大幅增加，考虑到储能可获得正负100%的调节幅度，因此，在此市场中，可以获得更高的收益。

当然，10MW/4h的储能系统，初始投资成本巨大，但《通知》中对于与发电厂联合参与调峰的储能系统并没有明确的规模要求，因此，投资者可以依情况建设不同规模的储能系统，从而参与调峰辅助服务市场。

另外，用户侧的分布式储能系统，除了为自己提供电力外，《通知》也允许其向邻近用户出售电力，参与系统深度调峰与启停调峰，因此实质上为用户侧储能系统提供了一种可以探讨的商业应用模式，对户用储能是一大利好。

     《通知》目前还只是讨论稿，考虑到目前的规定还比较宏观，采用的计算方式也依据的是现行制度中针对火电、水电机组制定的结算规则，考虑到未来针对储能参与调峰辅助服务市场，或许会出台更有利的计算方式，例如采用津京唐电网，考虑调节效果，即调节幅度的方式，储能应用于调峰辅助服务，前景可期，储能产业从业者应该密切关注，及时布局。

[1] 2013年3月，十二届全国人大一次会议第三次全体会议颁布《国务院关于提请审议国务院机构改革和职能转变方案》，国家电监会、国家能源局职责整合，重组国家能源局，国家电监会不再保留，由新组建的机构管理、监督电力市场的相关交易。