市场动态

作者：李帅 | 能源杂志 记者

4月2日，储能国际峰会暨展览会2018（ESIE2018）在京召开。作为电力市场先锋的广东省，其在储能领域的表现引发广泛关注。

在用户侧储能商业化之路主题峰会上，广东电网公司储能技术研究所所长赵伟介绍了广东电力市场中储能的机遇和挑战，《能源》杂志特整理以下主要内容，以飨读者。

目前，广东调频辅助服务市场已模拟运行，电力现货市场即将建立，储能身份得到认可，受到市场多元主体的关注，应用模式更加丰富，其一主多辅的多重价值有望得到进一步实现。

例如，在储能的独立调峰方面，《关于印发南方区域“两个细则”（2017版）的通知》中，附有《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务实施细则（试行）》，适用于南方区域地市级及以上电力调度机构直接调度的并与电力调度机构签订并网调度协议的容量为 2MW/0.5小时及以上的储能电站，补偿标准为0.5元/kWh。

此外，广东的辅助服务市场总体需求大，备用、储能联合火电机组调频（AGC）、调峰需求位列前三。根据模拟运行阶段情况分析，广东平均日调频收益高于京津唐和山西等地。

2018年1-2月，南方（以广东起步）调频市场模拟运行期间，共交易调频里程323.49万兆瓦，平均日交易里程4.45万兆瓦，平均日调频补偿费用191.97万元，平均成交价格34.79元/兆瓦。

首先，在用户侧。主要用户为大工业用户，盈利模式为峰谷套利、节省基本电价费用，峰谷价差为69.97分/kWh，典型代表为东莞五株电子分布式储能（10kV接入，并网调度协议）。该模式比较单一、峰谷价差不高，回收周期9~10年。

其次，在输配侧，主要体现两种应用模式。

第一种应用模式为延缓输配设施升级改造，提升清洁能源消纳能力。典型代表为某10kV线路，小水电装机7.14MW，线路额定容量5.5MW，当前负荷1.3MW。在投资成本上，传统扩容改造600万元，采用储能4000万元（2MW/16MWh）。

该模式的优点是实施周期短、增量部署、灵活布置、适应负荷增长不确定性；缺点是储能成本高、运行寿命相对较短。

另一种应用模式为降低配网峰谷差，提升电网设备整体资产利用率。典型代表为深圳宝清电池储能站，规模为6MW，容量18MWh，主要收益来源于充电调峰服务，按每日2次充放电，日收益1.44万元。不过，该模式目前储能参与调峰缺乏容量补贴政策，收益来源少。

最后，在发电侧。应用模式为储能联合火电机组调频（AGC）。典型代表为某1000MW火电机组，配置储能30MW/15MWh，主要收益来源于调节容量补偿费用和调节电量补偿费用，调频里程补偿费用和AGC容量补偿费用。该模式利用储能可以显著改善机组调频性能，增加机组市场竞争力。

赵伟认为，新修订的《细则》首度承认了储能电站可提供充电调峰服务，并明确了补偿标准，但用户侧分布式储能参与充电调峰服务存在障碍。

首先，存在计量计费和执行电价制度障碍。“两个细则”是针对并网电厂的管理办法，覆盖电化学电站，即默认将其作为发电厂身份看待，因此用户侧（表后端）的储能装置应不能参与充电调峰服务并享受补贴。但是可以借鉴抽水蓄能的两部制电价。

抽水蓄能电站经营模式包括国家核定租赁模式和两部制电价模式（容量电价、电量电价）。发改价格[2014]1763号文规定，抽水蓄能电站发电电价按燃煤机组标杆上网电价执行（广东0.4505元/千瓦时）；抽水电价按燃煤机组标杆上网电价的75%执行；抽水蓄能电站的能量转换率一般在75%左右。

其次，电化学储能电站补偿费用缴纳和考核定价标准仍不明确。“除燃煤、生物质、核电机组按时段深度调峰辅助服务费以外，其余机组按其上网电量缴纳深度调峰辅助服务费。”

应注意的是，“并网发电厂考核金额=并网发电厂考核电量×所在结算省（区）上一年平均上网电价（或考核费用）+黑启动考核金额”计算方式并不适用于储能电站。