近年来，在政策激励、市场规则和灵活价格机制的引导下，电储能特别是电化学储能呈规模化发展趋势，电力辅助服务、发电和集中式可再生能源并网、电网侧、用户侧已成为储能重点应用领域。随着我国电力体制改革逐步深入，电力市场建设取得明显成效，国家能源局2017年印发了《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》(国能发监管〔2017〕67号)，方案中明确要完善现有相关规则条款，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。电力辅助服务市场特别是调频辅助服务市场已成为储能获取高价值回报的重要平台。目前，电力市场化进程还在逐步深化的过程中，支撑储能技术应用的政策和市场化环境还相对有限，故在系统建设和运行层面仍存在诸多问题，特别是在电力辅助服务这一领域，储能系统应用还面临一些问题与挑战。
电力辅助服务市场储能规模及应用情况分析
为鼓励储能参与电力调频辅助服务市场，各国结合本国实际出台了一系列政策，如美国联邦能源监管委员会(FERC)2013年出台了强制性调频补偿机制，即针对北美电力市场中调频补偿的要求，分别按照调频容量和调频效果对调频电源(包含储能)付费，进而使快速响应电源能够在电网提供调频服务中得到公平合理的收益。近两年，随着欧洲和澳洲可再生能源快速增长，同样带来迫切的电力辅助服务需求，进一步催生了储能行业的发展，英国、德国、澳洲目前已成为全球发展储能参与电力调频辅助服务发展最快的地区。
截至去年底，我国已投运电储能项目累计装机规模达到31.2吉瓦，其中调峰储能装机规模仍稳居第一，电化学储能的累计装机规模位列第二，达到1011.5兆瓦。目前，调频调峰电力辅助服务都利用到传统火电机组的特性进行优化，调峰的调用次数少，更适合传统电锅炉或蓄热等初始投资低的技术方案;而调频调用频繁，运行成本低的高效电储能技术更具优势。未来，随着储电成本的不断下降，电储能将从调频过渡到日调峰、季度调峰和备用应用等领域并逐级产生替代价值。其中调频将成为最先体现储能新技术价值的应用领域。从已投运的电化学储能项目应用分布来看，电力辅助服务领域储能应用所占比重为14%，且全部为电力调频辅助服务(不含电化学储能调峰示范项目)，储能系统参与调峰电力辅助服务的高压固体电蓄热调峰装机规模为285兆瓦。
从实际分布来看，储能在电力调频辅助服务市场的应用全部集中在两个细则执行较好的地区，储能设施通过与火电机组联合运行的方式，实现联合调频，共享电力辅助服务(两个细则)收益。随着我国电力市场化改革的深入，电力辅助服务市场化建设全面铺开，特别是各地方电力辅助服务市场的加速筹建，储能等新技术参与辅助服务的机会逐步增多，在辅助服务市场的应用得到了加速部署，部分省份由电网企业牵头逐步落实电网侧储能项目，以缓解高峰电力运行压力，并全部参与电力辅助服务市场获取收益。现阶段储能可参与的电力辅助服务类别仍较为有限，主要受电力辅助服务市场服务内容和规则多样化程度不高和储能参与电力辅助服务市场可获得高价值回报的服务类型相对单一两个因素影响。相对于国内未来调频需求来看，储能在我国辅助服务市场中的应用刚刚起步，未来发展前景可期。
电力辅助服务市场储能应用现状
电力调频因为边际效益高，是各类电力辅助服务中首先使用储能的应用场景，自2010年储能参与调频应用开始商业化运行后，锂电便进入这一领域。相对于承担调频工作的传统发电机组，电储能具有施工周期短、布点灵活、占地小、调节速率快等优势，并可以弥补火电或燃气组调频运行成本高的现实，同时在建设成本方面又优于抽水蓄能机组。因其具有响应速度快，响应精准度高的特点，使其可以更好地满足调频需求。在电力市场公平竞争的场景下，电储能显示出投资少、运行成本低、竞争力强的特点。根据国际研究表明，调频应用领域1兆瓦储能可以替代超过2兆瓦燃气、20兆瓦以上火电起到的效果。
我国燃气发电占比较少，主要依靠传统火电和水电机组承担电力系统调峰、调频等工作任务，而火电又是电力调频辅助服务的主力机组，因此储能配合火电参与电力辅助服务成为探索发展的必然应用模式。目前，部分地区建立了按效果付费的调频辅助服务付费机制，按机组性能的调频付费模式使得储能能够捆绑火电机组共同提供服务。这一模式类似混合动力汽车中的能量回收电池，既能够提高火电机组的运行效率，降低运行成本，还提升了发电机组的灵活性价值。同时在这一场景下，由于储能系统使用频繁，在电力系统中可实现比独立调度模式更高的价值收益。但这一应用同时对储能的寿命和功率特性提出了更高的要求，当前使用的锂电路线基本是在2倍率充放特性的工况下，每日实现500到2000次浅充放。目前，锂电行业内各类电芯在该场景下的使用寿命为2到10年不等，综合技术水平而非单纯电芯成本决定了储能调频项目的运营成本。
电力辅助服务支持政策及调频储能经济性分析
按照《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》(国能发监管〔2017〕67号)中分步实施的具体要求，国家能源局各派出能源监管机构因地制宜、循序渐进，全面推进电力辅助服务市场建设工作。目前已启动了东北、福建、山西、新疆、山东、宁夏、广东、甘肃、华北、华东、西北、重庆、江苏、蒙西、安徽、青海、上海、四川等18个电力辅助服务市场试点，试点地区均发布了电力辅助服务运营规则或建设方案，例如南方区域和西北区域修订“两个细则”， 山西和广东开展的调频市场化工作等，从各地规则对储能应用的作用来看，山西和广东省调频规则的效果显著。这些规则的调整与地方能源发展形势和电力体制改革深化工作挂钩，进一步促进了电力辅助服务市场健康有序的发展，也为储能等新技术以及新市场主体参与电力市场提供了平台。同时，储能技术的进一步应用，也必将使得电力辅助服务在促进电力系统安全稳定运行、促进可再生能源消纳、提升系统调峰调频能力和设备利用效率、推动新技术和新设备发展、多能源协同发展等方面取得更明显的成效。
从参与形式看，在火电厂配置适当规模的电储能设施，在集中式间歇性能源发电基地配置适当规模的电储能设施，在小区、楼宇、工商企业等用户侧建设的分布式电储能设施，以及独立式储能电站等都可参与提供电力辅助服务。从应用方式看，东北、新疆、福建、甘肃、安徽等地区对于作为独立市场主体的电储能调峰交易，提出了容量配置要求;山西、山东、广东、江苏、福建等地区强调储能在AGC调频方面的应用价值，江苏还明确提出储能可参与深度调峰，并计划针对性设计补偿规则;以山西、南方区域为代表，明确提出了独立储能系统参与电力调频辅助服务的具体要求。在各地方和区域电力辅助服务市场政策的引导下，储能部署应用速度加快。
成本方面，由于储能系统在产品质量、设计水平、电池寿命、系统可靠性和安全性等方面存在差异，调频用储能系统的整体成本差异较大。因此，不同项目的收益率也存在较大差异。补偿收入方面，全年收入需要考虑的因素包括机组开机小时数、非停情况、煤质、机组工况、调度方式、配合新能源导致的调峰以及储能本身的工况等。因此，全年储能联合火电机组调频的运行小时数影响投资回收周期同样较大，低于3年与高于10年投资回收期的项目将都可能会出现。综上，考虑到储能技术进步带来的成本下降，维持产业健康发展必须构建能够体现储能价值且公平竞争的市场机制，通过市场来竞价是调节供需和促进产业健康发展的关键。
有关建议
目前来看，虽然电储能技术已在全球电力市场中得到广泛应用，但其技术成熟度仍有待提高，技术成本也有待下降，以进一步提升系统应用经济性。在电力辅助服务领域，储能可提供的电力辅助服务内容极其有限，部分地区还缺少“按效果付费”的市场机制，新进市场主体技术成熟度难以得到保障。另一方面，已投运项目地区政策调整随意性较大，对储能电站投资商及运行商都存在一定政策风险。因此，在政策规则制定方面，可以从三个方面入手：
第一，广泛建立“按效果付费补偿机制”。明晰电力现货市场中电力辅助服务交易机制的设定原则及相应机制的实施过渡路线图，降低市场机制随意调整带来的政策风险。
第二，着力推动辅助服务市场运行长效机制。规则设置要真正体现“谁受益、谁付费”的基本原则，逐步建立向用户侧传导的可持续的市场化长效机制，及时追踪问题并建立相应保障机制，解决储能电站所面临的并网调度和各类补偿支付难题。
第三，科学衡量电力辅助服务成本和价值。AGC指令频繁要求机组进行升降负荷操作时，会协调控制锅炉、汽轮机共同进行相关变负荷操作。在现有核算机制下，建议要合理核清各类电力辅助服务成本，科学设定价格补偿标准，减少市场恶意竞争。
本文刊载于《中国电力企业管理》2019年11期，作者就职于北京智芯微电子科技有限公司。
