【解析】南方区域储能规模化应用的机遇和挑战

2018年7月2日-4日，由上海逍天电子科技有限公司和华东储能领跑者联盟(EESA)联合主办的“2018中国国际光储充大会”于上海佘山茂御臻品之选酒店举行。在国内储能市场前瞻的分论坛，广东电网电力科学研究院的易斌博士做了题为《南方区域储能规模化应用的机遇和挑战》的演讲，分享了广东地区的电力市场现状与储能相关政策，并对可能存在的问题和挑战做了解析。

易斌：各位领导、各位嘉宾，上午好!非常感谢组委会给我们这个团队提供这样一个机会，跟大家分享一下广东的储能应用的一些情况。

我今天分享的主题是南方区域储能规模化应用的机遇和挑战，重点针对广东的一些情况作介绍。我今天主要讲四点，第一个是储能应用的需求及现状的分析;第二个就是在广东以及南方区域相关的储能的政策，及其带来的一些市场机遇;第三个是储能规模化应用存在的一些问题，结合广东地区的相关的政策和市场环境存在的不足;第四就是一些总结和展望。

一、储能应用需求及现状

广东搞电力系统运行特点

首先从广东电力系统安全稳定运行的角度来看，广东电力系统运行情况特点是比较明显的，它的电源的装机容量比较大，煤电的占比比较高，截至17年年底，广东装机容量是1.07亿千瓦，其中燃煤及占了54%。目前省内快速调节资源比较紧张，调峰困难。其中燃煤机组、水电机组和蓄能机组占比将近三分之一，随着风电、光伏、核电装机不断地投产，预计未来系统调峰能力会更加困难。再一个特点，广东电网负荷比较大，然后峰谷差也比较大，负荷的曲线波动很大，调频是比较困难。2017年广东最高负荷是10858万千瓦，整体的负荷是全国第一，预计2018年要达到1.2。广东最高负荷日峰谷差也比较大，最高负荷日的谷峰比达到0.62，高峰负荷当日的高峰与低谷负荷的差值甚至达到广西最高统调负荷的2倍。广东负荷攀升和下降速度快，部分时段变化率比较大，最快的每分钟80万千瓦。

广东可再生能源发展情况

再从地区的可再生能源发展情况来看，广东整体上可再生新能源总的装机容量不是特别大，目前主要是涵盖陆上风电、集中式光伏、分布式光储充和生物质发电为主。截至最新的统计数据的话，应该接近了8百万千瓦，包括刚才说的这几类可再生能源的资源。光伏分布式的占比比较大，这两年集中式的光伏也增长得比较快。

广东的海上风电，广东省是沿海平均风速较大的地区，风能的资源是比较丰富的，品质较好。比较适合发展海上风电，今年上半年广东省发布《广东省海上风电发展规划2017-2030》，这个里面明确对广东省海上风电的规划做了一些部署，目标是到2020年海上风电建成投产装机达到2百万千瓦，到30年要达到3千万。全省的规划海上的风电长场是23个，总的装机容量将近6700万千瓦。近期集中在开发一些近海潜水区的风电场，规划有15个，近海深水区的话是有8个。

辅助服务市场需求大

结合能源局的一个发文，我对去年第二、第三、第四季度的补偿情况做了数据的汇总。从广东去年三个季度的电力辅助补偿的情况可以看，整个系统对备用调峰以及AGC的调频需求是比较大的，这三个位列前三位，3个季度分别获得的补偿费用是3.3亿、0.8亿和0.79亿。第一季度的数据没有补上，预计整个市场在这三个总的补偿的费用，大概是5、6亿。

用户侧需求较大

因为现在国内储能比较热的几个领域，一个是用户侧，另外就是调频，电网侧目前来说比较少，但今年规模上的比较快。广东省整个2017年全社会的用电量接近6千亿千瓦时的规模，全国排名第一。工业用电接近了一半以上，从工业用户削峰填谷、节约用电的成本来说，市场的潜力空间还是比较大的。另外珠三角地区电价的水平相对来说还是比较高的，相对北京、上海、江苏地区的话还是略微低了一点点。用户通过光伏的储能，节约用电成本的需求、意愿还是比较强的，目前因为储能成本还是有点高，所以后面发展的空间还是比较大的。

储能应用现状

现在广东省储能在电力系统各个环节的应用都有，包括发电侧、输配电侧、用户侧、园区微网、变电站都有一些应用了。在发电侧，这一个季度可能会有一些并网的项目。在我们前期的电网公司主导的园区的微电网，工业园区的示范工程里面，其实也有一些储能的，光储的应用的项目。用户侧也有一些项目，主要集中在珠三角地区，包括佛山、东莞这些地方。相对江苏这些地区，整体来说现在的规模还是比较小。从现在相关的一些市场建设的一些情况来说发展潜力还是比较大。

二、相关政策解读及市场机遇

广东电力市场建设概况

广东从去年年底获批全国首批电力现货市场建设试点的地区基金，广东省的定位是以广东为起步，建立区域级的电力市场。主要包括年度的双边协商交易、年度合同电量集中交易、发电合同电量转让交易、月度集中竞争交易等四个品种。

现在广东的市场规模还是比较大，17年市场化的交易定量超过千亿度，其中年度长协电量800多亿度，月度集中竞价交易量319亿度。参与到市场的主体达到6千多个，这个在国内各个地区比较来说，应该算是比较大的，做的是比较领先的。

广东调频辅助服务市场

结合电力市场建设的方案，广东这个地区将逐步建立电能量的现货市场、调频辅助服务市场和调峰辅助服务市场等运营规则，储能设施获得与其他资源同等身份参与电力市场的可能性变大。现在模拟运行基本结束了，对整个相关的交易平台，市场规则的一些适应也都完成了。按照计划，近期可能会逐步过渡到试运行，随着这个试运行，在明年的时候也会进一步完善电力调频的市场运营规则，把备用交易类型也会涵盖在里面。包括结合电能量的现货交易市场的建设，建立辅助服务市场的机制也会进一步完善。据我们现在掌握的情况，整个现货交易的平台，相关的运营规则以及对于用户、电厂设备层面的改造工作已经基本上完成了。基本上能够按照预期的，在年底的时候开展一些试运行。

广东电力市场交易基本规则，相比之前的两个细则有一个转变，是什么样的转变?以前通过事前的定价，备用调用变成一个市场定价，主动申发的过程，这是有一个非常不一样的转化。在这个《细则》里面对整个市场出清交易的流程做了详细的介绍，感兴趣的各位专家可以进一步的了解和学习一下。

在这个规则里面，每个地区交易计算的算法、规则是不一样的。广东按照现有的规则，就是现在公布的这个规则，理论上综合调频性能指标最高是3，K1值的上限是5，另外两个值肯定是小于1的。根据最新的电力现货市场交易的最近的审议稿，可能会对这个公式进行补充和修改，也希望关注广东电力辅助服务市场的各位投资方或者厂商，可以实时紧密关注一下规则的情况，可能会对有一些交易的形式会有一些变化，可能会影响整个系统运行的情况。

我们前几个月模拟运行的情况，发电厂的里程、报价不是非常理智，他可能为了适应这个规则，把系统运行的情况去做这个流程，所以很多报价不是特别真实的，但是也一定程度反映了整个市场的情况。在1、2月份的模拟情况，整个交易的调频里程是300多兆瓦，平均每天大概是4.45万兆瓦。这个数据只是作为一个参考，等到它正式试运营，可能相关的情况要根据系统供需的关系去确定。

另外一个规则，就是《两个细则》。这个在去年年底发布的时候，也引起了整个行业的关注。这个新修订的南方区的《两个细则》，其实就是加了一点，首度承认了电站提供充电调峰服务，并明确了基本条件、补偿标准和考核标准。这个规则还有一些不完善的地方，最近也有很多一些自媒体或者很多专家对这些规则在进行一些讨论。

另外一个市场机遇，就是广东电网自身内部的一个驱动。首先，广东电网响应国家智能电网发展指导意见，积极开展智能电网专项规划，并明确推广储能系统与电网协调优化运行技术，应用储能构建综合能源利用体系，推进用户侧到配电网储能应用试点，提升电网可靠性和供电服务水平、提高电力设备利用率。我们团队也深度参与到9个地区的示范工程的建设，每个地区都有一定规模储能系统的规划。包括园区的，包括变电站的，包括台区的各个层面都有，这个应该也会推动整个广东地区的电网级的规模化的应用，从电网自身规划建设出发，会推动整个储能的发展，应该算是一个比较好的机遇。

三、规模化应用的问题与挑战

就发电侧储能应用来说，《广东调频辅助服务市场交易规则(试行)》的发布有效激励电厂进行灵活性改造，提升了系统调节性能。目前部分电厂准备通过加装电池储能进行灵活性改造，储能的确迎来重要的发展机遇。现在市场准入门槛那个K值是0.5，原有的很多小型的燃煤机组还是不符合这个要求，市场的模拟运行，广东地区前三个月可以参与机组数量快速的增长，电力服务调频市场机制，确实提升了系统调节性。

现在要注意什么问题呢?整个规则出来了，但是电力调频辅助服务的分担共享机制还不是很明确。现在根据各个主体缴完了分摊的费用，再给到补偿。整个市场的份额还是比较有限的，所以整个市场的规模，是有一定的限制的。虽然这是很好的机遇，但是也不要盲目地参与到这个市场。从我们统计的数据来看，结合现在模拟运行的一些情况，可能正式运行的时候，可以参与到市场的机组大概是153台。每天市场调节的需求的话，是根据整个电力系统负荷的需求来定的。正式运行的时候，可能一天中标的机组只有十几台，整个的比例大概是八分之一左右。从这个可以看出来，在做相关项目投资的时候，还是要结合这个机组以往历史运行的情况，结合现在的规则，对这个项目做一些比较全面的分析。

从电网侧储能的应用来看，受储能投资成本和循环寿命的影响，储能在延缓电力输配设施扩容升级的技术经济性优势还不明显，甚至有些场景还没有优势。在电网侧推动储能发展的市场机制还不是很完善的，储能在现在的环境下面它的价值没办法充分发挥的。另外从电网的角度，现在对储能在电网规模化的应用，还缺少系统级的应用设计，简单来说就是顶层设计。因为广东有些山区，小水电是比较多的， 所以我们也做过一些小水电分析，然后做了储能的设计，功能是有，但是投资实在太大。

另外一点，如果在电网侧应用，充电和放电的过程怎样去交易?甚至怎么定价都没有做明确的说明。我们看一下福建的电力辅助，主要是调峰市场的规则，这里面明确说了充电的规模不小于40兆瓦时，可以在电厂的计量方法内，也可以在用户侧。对它参与的形式做了明确的说明，电厂侧的话，你充电的时候可以用本厂丰富的电，充电的时候等同于电厂的发电。用户侧的电储能可以自用，也可以参与调峰的市场，充电的时候可以执行目录电价，或者直接售电购买低谷电，在放电可以自用，也可以就近出售，按照独立的电主人放电的电价执行。这个电价没有明确说，但是从规则层面，它比两个细则更细致。

广东按照现货市场建设方案的部署，是没有像福建一样，明确一个调峰的辅助服务市场的建设，可能后期会加，但是近期的规划是先建立调频，然后备用，还有就是需求侧一些相关响应的机制，会有一些规则出来，大家后续可以关注一下。

从用户侧储能应用来说，现在广东应用模式还是比较单一的，主要是通过峰谷价差，一般工商业是9毛多一点，排全国第三。前几天国家发了关于扩大峰谷差的指导意见，后续会有什么样的落地政策?大家可以再关注一下。总的来说，在广东地区做用户侧的储能的运用，在现有的市场环境下面，主要考虑天时地利人和，各方面的条件比较好，才能获得收益回报。

另外在配网我们做了简单的测算，我们结合南方电网110千伏以下做了些测算，传统的是单位面积的投资曲线，当负荷密度越大的地方，需要投入的设施越多，负荷越密集的地方，单位千瓦峰荷投资越低。我们对比了农村、工业用户、商业用户等等一些场景下面，我们做削峰填谷单位的投资成本，也做了一些对比，总的来说在很多的应用场景，在现有机制下面很难有一些很好的投资回报的收益。

四、总结和展望

1、广东负荷水平高、峰谷差大，对调峰调频等辅助服务的需求较高，特别是在新能源比例不断增大、特别是海上风电发展的情况下，系统对灵活的调峰、调频、备用的需求将进一步增大，但受储能技术成本和寿命的制约，应用规模仍较小，但增长潜力较大。

2、受电力市场建设政策，能源规划政策等外部因素驱动，以及电网自身升级改造内在需求驱动，储能将迎来快速发展的机遇。

3、在发电侧、电网侧和用户侧，因受一些技术和政策的影响，投资的需要对这个市场规模做充分分析，也要考虑市场规则特别是电力市场运营规则的变化和政策不完善对投资带来的风险。

4、广东电力现货市场在年底将具备适用条件，后续随着规则的完善，将充分释放储能的价值，可为储能的商业化、规模化发展创造良好的市场环境。同时储能规模化增大后，如何评估储能接入对电网的影响，如何实现调度管控，需要开展深入的建模分析研究。

(本文整理自演讲稿，未经本人确认)