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南方區(qū)域電化學(xué)儲能電站參與電力市場輔助服務(wù)政策
《南方區(qū)域電化學(xué)儲能電站參與電力市場輔助服務(wù)政策》第二十條規(guī)定：根據(jù)調(diào)節(jié)容量、調(diào)節(jié)電量，對儲能電站提供的AGC服務(wù)實(shí)施補(bǔ)償，這個(gè)補(bǔ)償完全參照之前發(fā)布的《南方區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電網(wǎng)輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則》的標(biāo)準(zhǔn)來執(zhí)行，即《細(xì)則》第十七條：根據(jù)調(diào)節(jié)容量、調(diào)節(jié)電量，對并網(wǎng)發(fā)電機(jī)組提供的AGC服務(wù)實(shí)施補(bǔ)償。
另外，《政策》第二十一條表明：儲能電站根據(jù)電力調(diào)度機(jī)構(gòu)指令進(jìn)入充電狀態(tài)的，按其提供充電調(diào)峰服務(wù)統(tǒng)計(jì)，對充電電量進(jìn)行補(bǔ)償，具體補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為 0.05萬元/兆瓦時(shí)，即5毛錢一度電。
廣東電力系統(tǒng)簡介
1、電源結(jié)構(gòu)
廣東電力系統(tǒng)的電源結(jié)構(gòu)有以下幾個(gè)特點(diǎn)：
裝機(jī)中煤機(jī)占比高：截止2017年底，廣東統(tǒng)調(diào)裝機(jī)容量1.07億千瓦，其中，燃煤機(jī)組是廣東的主力電源，裝機(jī)占比達(dá)54%。
受西電比重大：2017年西電最大送電3496萬千瓦，約占最高統(tǒng)調(diào)負(fù)荷的1/3，對全省電力平衡以及潮流分布影響較大。
省內(nèi)快速調(diào)節(jié)資源緊張：水電裝機(jī)容量小，快速調(diào)節(jié)困難。
2、安全穩(wěn)定特性復(fù)雜
廣東電力系統(tǒng)運(yùn)行的安全穩(wěn)定特性較為復(fù)雜：
最大的交直流并列運(yùn)行受端大電網(wǎng)：8交9直西電東送大通道，直流落點(diǎn)集中在珠三角，交直流相互影響突出，調(diào)控難度大。
電源與負(fù)荷分布不平衡，潮流大范圍轉(zhuǎn)移：電源主要分布在粵東西北，負(fù)荷集中在珠三角，占全省負(fù)荷的74%，省內(nèi)主網(wǎng)呈“西電東送、北電南送”的格局，潮流大范圍轉(zhuǎn)移，通道長期壓極限運(yùn)行，阻塞斷面多。
臺風(fēng)、雷暴、火山等自然災(zāi)害頻發(fā)，電網(wǎng)安全風(fēng)險(xiǎn)高。
按照《廣東省能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，預(yù)計(jì)2020年：電源結(jié)構(gòu)逐步優(yōu)化，省內(nèi)電源裝機(jī)容量約1.34億千瓦，其中：
煤電約6400萬千瓦，占47.8%，比2015年下降11.2個(gè)百分點(diǎn)。
氣電約2300萬千瓦，占17.2%，比2015年提高2.6個(gè)百分點(diǎn)。
核電約1600萬千瓦，占11.9%，比2015年提高3.5個(gè)百分點(diǎn)。
水電（含抽水蓄能730萬千瓦時(shí)）1570萬千瓦，占11.7%，比2015年降低2個(gè)百分點(diǎn)。
西電東送能力約4000萬千瓦，比2015年提高500萬千瓦。
3、 負(fù)荷特性
廣東電力系統(tǒng)的負(fù)荷具有以下三個(gè)方面的特點(diǎn)：
負(fù)荷水平高：2017年最高統(tǒng)調(diào)負(fù)荷10858萬千瓦，同比增長8.5%。
峰谷差大：日負(fù)荷3峰3谷，高峰期峰谷比約0.6，最大峰谷差超過4000萬千瓦，調(diào)峰困哪。
峰谷交替期負(fù)荷變化速率快：達(dá)到300萬千瓦/分鐘，調(diào)頻難度大。
廣東的調(diào)頻輔助服務(wù)從2017年初開始，市場建設(shè)團(tuán)隊(duì)組織開展了南方（以廣東起步）調(diào)頻輔助服務(wù)市場的研究和建設(shè)，先后完成了交易規(guī)則編制、技術(shù)支持系統(tǒng)開發(fā)、市場宣貫培訓(xùn)等工作。
根據(jù)南方能監(jiān)局關(guān)于組織開展調(diào)頻輔助服務(wù)模擬運(yùn)行的通知的要求，2017年12月18日，調(diào)頻輔助服務(wù)市場正式啟動模擬運(yùn)行。
目前市場整體運(yùn)行良好，市場主體參與度逐步提高，市場最高出清價(jià)格不斷下降，調(diào)頻總費(fèi)用整體呈下降趨勢。
用戶側(cè)儲能電站參與輔助服務(wù)若干問題探討
1、儲能方案
《南方區(qū)域電化學(xué)儲能電站并網(wǎng)運(yùn)行管理及輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則（試行）》
第一條：鼓勵發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶、儲能企業(yè)或其他市場主體投資建設(shè)儲能設(shè)施，促進(jìn)儲能電站為電力系統(tǒng)運(yùn)行提供調(diào)頻、調(diào)峰、調(diào)壓、黑啟動等輔助服務(wù)。
第二條：電化學(xué)儲能電站是指采用電化學(xué)電池作為儲能元件，可進(jìn)行電能存儲、轉(zhuǎn)換及釋放的并網(wǎng)電站（以下簡稱“儲能電站”）。
第三條：本細(xì)則適用于南方區(qū)域地市級及以上電力調(diào)度機(jī)構(gòu)直接調(diào)度的并與電力調(diào)度機(jī)構(gòu)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議的容量為2MW/0.5小時(shí)及以上的儲能電站，其他類型儲能電站參照執(zhí)行，也就是說2MW/1MWh的儲能電站就可以參加電力輔助服務(wù)市場。
上圖系統(tǒng)設(shè)計(jì)中采用的是10KV的進(jìn)線，低壓接入分布式，單機(jī)400kw，說明：
儲能單元并接在變壓器低壓側(cè)400V母線上，電池充電狀態(tài)相當(dāng)于用電負(fù)荷，選擇變壓器輕載及電價(jià)低谷時(shí)充電，這跟平時(shí)削峰填谷的策略一樣，不同之處在于，根據(jù)調(diào)度需要充電的時(shí)候也是要進(jìn)行充電的；
儲能系統(tǒng)放電狀態(tài)，相當(dāng)于發(fā)電機(jī)，放電功率一般為變壓器負(fù)載的20%-80%，放電時(shí)，還是需要使用部分電網(wǎng)電量；
儲能系統(tǒng)逆變器屬于電力電子設(shè)備，充放電時(shí)，能自動跟蹤電網(wǎng)系統(tǒng)頻率及電壓，通過抬高或降低儲能系統(tǒng)電壓來實(shí)現(xiàn)充電或者放電，屬于在線式工作，跟傳統(tǒng)柴油發(fā)電機(jī)等有區(qū)別，不存在切換電源問題，比傳統(tǒng)發(fā)電機(jī)響應(yīng)速度更快，更為直接。
由于儲能單元（單機(jī)400kw/500kwh ）并網(wǎng)接入點(diǎn)為變壓器低壓側(cè)母線，故不占用報(bào)裝容量，目前也沒有明確的規(guī)定需要向供電局申報(bào)。
由于需要考慮與用戶變壓器負(fù)載配合，選擇用戶范圍少，比較困難。
方案二中的儲能系統(tǒng)直接接入到10KV的母線上，說明：
儲能單元通過變壓器并接在開關(guān)站10kV母線上，電池充電狀態(tài)相當(dāng)于用電負(fù)荷，放電狀態(tài)相當(dāng)于電源。
直掛10kV母線上，故儲能單元充放電，不受單臺用戶變壓器負(fù)載的限制。
由于儲能單元并網(wǎng)接入點(diǎn)為10kV母線上，按照目前政策要占用容量，需要交納基本電費(fèi)，這跟低壓側(cè)接入有所區(qū)別，按照供電局的規(guī)定，低壓側(cè)這邊是利用用戶現(xiàn)有的變壓器容量來裝機(jī)，如果要接入10KV母線，就需要增加變壓器，就要向供電局申報(bào)，繳納基本電費(fèi)。
由于不需要考慮單臺變壓器負(fù)載情況，故受限少，可選用戶范圍廣。
2、儲能電站方案存在的問題
問題一：
儲能電站規(guī)模 最小值2MW/1MWH，以上分布式、集中式是否都符合？目前沒有明確的表示。
集中式直掛10kV母線，是否需要交納基本電費(fèi)（容量電費(fèi)）？目前我們在為電網(wǎng)提供輔助服務(wù)，按照訴求應(yīng)該是不需要繳納基本電費(fèi)的，因?yàn)楝F(xiàn)在是為電網(wǎng)提供服務(wù)，但并無相關(guān)的條文支撐。按照目前增加變壓器容量后，需要繳納基本電費(fèi)，其經(jīng)濟(jì)性需要重新評估。
節(jié)假日，用戶負(fù)荷可能小于儲能電站放電功率，是否可以反送電到系統(tǒng)？目前在執(zhí)行的過程中，供電局對用戶反送電有嚴(yán)格的考核。1)如無法向電網(wǎng)反送電，自身負(fù)荷無法消耗儲能電站的電量，儲能電站的收益降低。而為了參與輔助服務(wù)而增加儲能電站的容量和PCS功率，增加投資成本，延長投資回收期。2)如可以實(shí)施反送電，功率是否有限？如果不能，那是否免考核？
解決方案：
集中式選擇110kV專業(yè)用戶，分布式選擇10kV供電的大用戶，年用電量2000萬千瓦時(shí)以上。
選擇用戶負(fù)荷曲線跟統(tǒng)調(diào)吻合的用戶（完全自我消納）。
以上選取的園區(qū)的負(fù)荷曲線基本跟廣東省的負(fù)荷曲線一致。
從廣東電力系統(tǒng)運(yùn)行的特點(diǎn)可以看出：
上午7：45 - 9:00及下午13:15-14:00這兩個(gè)時(shí)間段負(fù)荷急劇攀升；
上午11:30-12:15，17:15-18:00 負(fù)荷急劇下降，負(fù)荷變化超過1000萬千瓦。
上午9:00-11:00，14:00-17:00 ，18:00-22:00變化緩慢，此時(shí)間段是儲能電站參與調(diào)峰的主要時(shí)間段。
圖中綠色的部分是AGC調(diào)令充電的真實(shí)負(fù)荷曲線，去掉黃色部分后，是AGC調(diào)令放電的負(fù)荷曲線。
從圖中可以看到，接受AGC調(diào)令充電之后負(fù)荷曲線發(fā)生了比較大的變化，用戶的用電最大功率原來的6200kW增長到最高峰的8200kW。
無論在什么時(shí)間，只要接受到調(diào)度令，需要響應(yīng)進(jìn)行充放電，這樣一來就無法利用原來的峰谷差價(jià)套利的方式來獲得儲能電站的收益。增加了輔助服務(wù)的收益是否比原來增加？
以東莞市10kV用戶側(cè)儲能電站的對一天收到三次AGC調(diào)令的收益進(jìn)行簡單測算。
模式1是在電價(jià)最低的時(shí)候收到調(diào)度令，這時(shí)候的收益就是最低的，舉例說在7:30-8:00收到調(diào)度令，這個(gè)時(shí)間段東莞市處于電價(jià)谷段，無價(jià)差，僅有AGC調(diào)度補(bǔ)貼收益。8:00-9:00出于電價(jià)平段時(shí)間，同樣接到AGC調(diào)度，其整體的收益就會有所降低。
東莞市的高峰電價(jià)是從9:00開始的，模式1接受AGC調(diào)令后在高峰電價(jià)前電量已經(jīng)完全放掉了，高峰時(shí)段就無電可放，即無峰谷差價(jià)收益。
模式3完全是在高峰時(shí)段收到AGC調(diào)令進(jìn)行放電，這時(shí)候的收益是最高的。
而在11:00-12:00是東莞市的高峰電價(jià)時(shí)間，這個(gè)時(shí)間段進(jìn)行充電，而在下午12：30開始放電，該段時(shí)間為東莞市的平段電價(jià)時(shí)間，即便對充電補(bǔ)貼5毛錢/度電的補(bǔ)貼，其價(jià)差收益也較低。
上圖有兩個(gè)AGC調(diào)令的調(diào)峰時(shí)間段，即早上7：45~9：00、12：30~14：00兩次放電和11：00~12：00、17：00~18:00兩次充電調(diào)令。
如果每天只是收到兩個(gè)充放電的調(diào)令。則當(dāng)?shù)氐诙€(gè)電價(jià)峰段時(shí)間進(jìn)行削峰填谷獲得收益。
用戶側(cè)銷售電價(jià)峰段時(shí)間：
廣州中山惠州：14:00-17:00,19:00-22:00
佛山東莞珠海江門：9:00-12:00,19:00-22:00
深圳：9:00-11:30,14:00-16:30，19:00-21:00
廣東省內(nèi)有3峰3谷，其中每個(gè)城市的峰谷電價(jià)的時(shí)間是不一樣的，只有深圳是完全按照3峰3谷實(shí)施的峰谷電價(jià)。
廣州、中山、惠州執(zhí)行的是第二和第三個(gè)峰，而佛山、珠海、東莞、江門執(zhí)行的是第一和第三個(gè)峰，所以不同地區(qū)的對應(yīng)的儲能控制策略是不盡相同的。
問題二：
省統(tǒng)調(diào)日負(fù)荷曲線顯示：7:45-9:00 13:15-14:00 負(fù)荷急劇爬升，11:15-12:00,17:15-18:00急劇下降。
東莞峰段時(shí)間：9:00-12:00, 19:00-22:00，
系統(tǒng)調(diào)峰時(shí)間與峰谷電價(jià)時(shí)段有錯位，魚跟熊掌不可兼得，整體降低了儲能的收益。儲能不能全在低谷電價(jià)時(shí)充電，如11:15-12:00期間，需要充電；也不能全在高峰電價(jià)時(shí)放電，如07:45-09:00期間，需要放電。
放電時(shí)間：7:45-9:00雪中送炭？9:00-11:00錦上添花？而在11:15-12:00電價(jià)高峰段放電，收益高了，但是對調(diào)度來說是火上澆油？
解決方案：
AGC的調(diào)令由電網(wǎng)統(tǒng)一發(fā)送，因此建議儲能電站充放電給與特別的電價(jià)，例如在11:00-12:00充電期間是否可以給予充電電價(jià)的優(yōu)惠？因?yàn)轫憫?yīng)的是電網(wǎng)調(diào)度的指令，在高峰期充電，即便是給予了補(bǔ)貼，其收益也是較低的。
削峰填谷原理：第一次充電時(shí)間：00:00-08:00，第一次放電時(shí)間：09:00-12:00；第二次充電時(shí)間：12:01-19:00，第二次放電時(shí)間：19:01-22:00。低價(jià)的時(shí)候充電，高價(jià)的時(shí)候放電，這樣就可以實(shí)現(xiàn)峰谷差價(jià)的套利。
按照正常的兩充兩放模式：充電時(shí)間0:00-8:00，12:01-19:00；放電時(shí)間9:01-12:00，19:01-22:00，按2MW/2.5MWH、300天/年計(jì)算，收益是529713元，如果參與電力輔助服務(wù)，最低收益可以達(dá)到625768元，所以可以看到，參與電力輔助服務(wù)比單純的削峰填谷的峰谷差價(jià)收益要高。
但是是不是所有企業(yè)都可以參加電力輔助服務(wù)呢？《細(xì)則》第四條規(guī)定：電力調(diào)度機(jī)構(gòu)應(yīng)按國家有關(guān)法律法規(guī)及技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)的要求，為儲能電站接入電網(wǎng)提供必要的服務(wù)，加強(qiáng)儲能電站調(diào)度管理。電力調(diào)度機(jī)構(gòu)負(fù)責(zé)監(jiān)測、記錄儲能電站實(shí)施充放電狀態(tài)。儲能電站充放電狀態(tài)接受電力調(diào)度機(jī)構(gòu)統(tǒng)一調(diào)度指揮。
問題三：
《細(xì)則》規(guī)定：
第四條：電力調(diào)度機(jī)構(gòu)應(yīng)按國家有關(guān)法律法規(guī)及技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)的要求，為儲能電站接入電網(wǎng)提供必要的服務(wù)，加強(qiáng)儲能電站調(diào)度管理。電力調(diào)度機(jī)構(gòu)負(fù)責(zé)監(jiān)測、記錄儲能電站實(shí)施充放電狀態(tài)。儲能電站充放電狀態(tài)接受電力調(diào)度機(jī)構(gòu)統(tǒng)一調(diào)度指揮。
第十六條：電力調(diào)度機(jī)構(gòu)按照《南方區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運(yùn)行管理實(shí)施細(xì)則》相關(guān)條款對儲能電站自動化裝置（包括監(jiān)控系統(tǒng)、PMU裝置、電量采集裝置、時(shí)鐘系統(tǒng)及監(jiān)測裝置、調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)、電力監(jiān)控系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)安全設(shè)備等）運(yùn)行情況進(jìn)行考核。
儲能電站與調(diào)度直接的通信通道工程，是應(yīng)該電網(wǎng)投資還是投資方投資？配套通信工程配置要求，站內(nèi)自動化裝置配置要求？
經(jīng)濟(jì)性分析：
我們可以通過三種模式的經(jīng)濟(jì)性比較，來分析參加電力輔助服務(wù)的投資回報(bào)是否比原來兩次的調(diào)峰有所增長。
按照模式1，每天三次在電價(jià)最低的時(shí)候響應(yīng)調(diào)度，每年的收益就是58.23萬元/年，如果按照每天兩充兩放的調(diào)峰，削峰填谷的收益在62.58萬元/年，明顯可以看出，每天參與兩次調(diào)峰的收益比每天三次調(diào)峰的收益要高。
但是如果按照模式3，即在高電價(jià)的時(shí)候進(jìn)行調(diào)度，每天三次的調(diào)峰遠(yuǎn)比每天兩次的調(diào)峰要高。但是由于這種情況不取決于電站，而是取決于調(diào)度，所以不確定的問題會比較多，無法進(jìn)行測算。
無論其每天調(diào)峰兩次還是三次，其收益都較常規(guī)的削峰填谷的收益為52.97萬元要高。
參與電力輔助服務(wù)市場的儲能電站，一是需要增加匹配功率的PCS投資；二是時(shí)需要增加儲能電站與調(diào)度直接的通信投資。其成本的上升也是明顯的。
通訊系統(tǒng)設(shè)備和通信工程建設(shè)，工程費(fèi)用在50-200萬不等。如用戶是110KV變電站或者用戶是安裝了10kV并網(wǎng)的分布式光伏電站，即用戶現(xiàn)已有電網(wǎng)通訊系統(tǒng)，儲能電站即可以利用其原有的通訊系統(tǒng)即可，對于需要參與電力輔助服務(wù)而增加投入較少，如果這個(gè)儲能的電站通訊系統(tǒng)需要新增建設(shè)，要增加一套調(diào)度通信系統(tǒng)，其費(fèi)用可達(dá)200萬左右的費(fèi)用，這樣投入在小規(guī)模的儲能電站中成本占比較高。那么為了參與電力輔助服務(wù)其投入也是得不償失的。
并參加電力輔助服務(wù)，調(diào)度是有條件的，而AGC調(diào)峰中，是否會調(diào)用到建設(shè)的電池儲能電站，也是存在的不確定因素。
所以發(fā)布的規(guī)定對于市場有多大的促進(jìn)效應(yīng)現(xiàn)在還不能評判。目前也暫時(shí)還沒有在運(yùn)營的案例，還需要在實(shí)踐的過程中，看一下實(shí)際的收益才可以進(jìn)行下一步的討論。
問題四：
《細(xì)則》規(guī)定：
第七條 儲能電站應(yīng)滿足電網(wǎng)頻率異常響應(yīng)的要求。
第八條 儲能電站應(yīng)滿足電網(wǎng)電壓異常響應(yīng)的要求。
第九條 儲能電站應(yīng)具備低電壓穿越功能。
第十條 儲能電站應(yīng)具備高電壓穿越功能。
第十一條 儲能電站應(yīng)具備有功功率調(diào)節(jié)能力。
第十二條 電力調(diào)度機(jī)構(gòu)對所轄范圍儲能電站母線電壓曲線合格率進(jìn)行考核。
對于低壓接入分布式儲能電站，以上運(yùn)行技術(shù)要求如何滿足？該如何考核，是10KV母線還僅僅是設(shè)備負(fù)荷要求即可？這些問題都清晰的解釋。
總結(jié)
通過以上討論，用戶側(cè)儲能電站參與廣東電力市場輔助服務(wù)，還存在很多不確定性，電站試點(diǎn)選擇原則：
供電電壓等級是110kV專變的用戶，其與調(diào)度通信通道已有，10kV并網(wǎng)接入集中式也不存在基本電費(fèi)問題。
以建有分布式光伏的10KV用戶，其通信通道已有，可采用低壓并網(wǎng)接入分布式方案。
用戶日負(fù)荷曲線盡可能與廣東統(tǒng)調(diào)日負(fù)荷曲線一致，充放電時(shí)，變壓器不過載，不增加基本電費(fèi)，不往系統(tǒng)倒送電。
無現(xiàn)貨不市場，現(xiàn)有峰谷電價(jià)與調(diào)峰時(shí)段錯位，只有在執(zhí)行現(xiàn)貨市場下，才能保證儲能充放電剛好是在峰谷電價(jià)時(shí)段。儲能電站在解決系統(tǒng)調(diào)峰問題時(shí)，也能獲得收益，充分體現(xiàn)其價(jià)值！
精彩問答
1、 AGC調(diào)令是由電網(wǎng)公司發(fā)出的嗎？給出的調(diào)令圖是真實(shí)的還是模擬？為什么會在用電高峰期進(jìn)行充電？
AGC調(diào)令由電網(wǎng)公司發(fā)出，電網(wǎng)公司會給系統(tǒng)設(shè)置一定的條件，由系統(tǒng)自動發(fā)送。
負(fù)荷曲線圖給出的調(diào)令是模擬，真實(shí)的調(diào)令選擇的是滿足系統(tǒng)設(shè)置條件的調(diào)峰電站。
11:00-12:00是電價(jià)高峰時(shí)段，由負(fù)荷曲線可以看到，其負(fù)荷功率由9000萬千瓦降到7000萬千瓦，調(diào)峰是在負(fù)荷陡升或陡降時(shí)進(jìn)行，11.15-12.00是下降，需要儲能充電。
2、 應(yīng)用在大工業(yè)負(fù)荷側(cè)削峰填谷的儲能電站能夠享受補(bǔ)貼嗎？
除了參加電力輔助服務(wù)市場的補(bǔ)貼外，目前暫時(shí)沒有其他的補(bǔ)貼。
《南方區(qū)域電化學(xué)儲能電站參與電力市場輔助服務(wù)政策》第二十條規(guī)定：根據(jù)調(diào)節(jié)容量、調(diào)節(jié)電量，對儲能電站提供的AGC服務(wù)實(shí)施補(bǔ)償，這個(gè)補(bǔ)償完全參照之前發(fā)布的《南方區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電網(wǎng)輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則》的標(biāo)準(zhǔn)來執(zhí)行，即《細(xì)則》第十七條：根據(jù)調(diào)節(jié)容量、調(diào)節(jié)電量，對并網(wǎng)發(fā)電機(jī)組提供的AGC服務(wù)實(shí)施補(bǔ)償。
另外，《政策》第二十一條表明：儲能電站根據(jù)電力調(diào)度機(jī)構(gòu)指令進(jìn)入充電狀態(tài)的，按其提供充電調(diào)峰服務(wù)統(tǒng)計(jì)，對充電電量進(jìn)行補(bǔ)償，具體補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為 0.05萬元/兆瓦時(shí)，即5毛錢一度電。
廣東電力系統(tǒng)簡介
1、電源結(jié)構(gòu)
廣東電力系統(tǒng)的電源結(jié)構(gòu)有以下幾個(gè)特點(diǎn)：
裝機(jī)中煤機(jī)占比高：截止2017年底，廣東統(tǒng)調(diào)裝機(jī)容量1.07億千瓦，其中，燃煤機(jī)組是廣東的主力電源，裝機(jī)占比達(dá)54%。
受西電比重大：2017年西電最大送電3496萬千瓦，約占最高統(tǒng)調(diào)負(fù)荷的1/3，對全省電力平衡以及潮流分布影響較大。
省內(nèi)快速調(diào)節(jié)資源緊張：水電裝機(jī)容量小，快速調(diào)節(jié)困難。
2、安全穩(wěn)定特性復(fù)雜
廣東電力系統(tǒng)運(yùn)行的安全穩(wěn)定特性較為復(fù)雜：
最大的交直流并列運(yùn)行受端大電網(wǎng)：8交9直西電東送大通道，直流落點(diǎn)集中在珠三角，交直流相互影響突出，調(diào)控難度大。
電源與負(fù)荷分布不平衡，潮流大范圍轉(zhuǎn)移：電源主要分布在粵東西北，負(fù)荷集中在珠三角，占全省負(fù)荷的74%，省內(nèi)主網(wǎng)呈“西電東送、北電南送”的格局，潮流大范圍轉(zhuǎn)移，通道長期壓極限運(yùn)行，阻塞斷面多。
臺風(fēng)、雷暴、火山等自然災(zāi)害頻發(fā)，電網(wǎng)安全風(fēng)險(xiǎn)高。
按照《廣東省能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，預(yù)計(jì)2020年：電源結(jié)構(gòu)逐步優(yōu)化，省內(nèi)電源裝機(jī)容量約1.34億千瓦，其中：
煤電約6400萬千瓦，占47.8%，比2015年下降11.2個(gè)百分點(diǎn)。
氣電約2300萬千瓦，占17.2%，比2015年提高2.6個(gè)百分點(diǎn)。
核電約1600萬千瓦，占11.9%，比2015年提高3.5個(gè)百分點(diǎn)。
水電（含抽水蓄能730萬千瓦時(shí)）1570萬千瓦，占11.7%，比2015年降低2個(gè)百分點(diǎn)。
西電東送能力約4000萬千瓦，比2015年提高500萬千瓦。
3、 負(fù)荷特性
廣東電力系統(tǒng)的負(fù)荷具有以下三個(gè)方面的特點(diǎn)：
負(fù)荷水平高：2017年最高統(tǒng)調(diào)負(fù)荷10858萬千瓦，同比增長8.5%。
峰谷差大：日負(fù)荷3峰3谷，高峰期峰谷比約0.6，最大峰谷差超過4000萬千瓦，調(diào)峰困哪。
峰谷交替期負(fù)荷變化速率快：達(dá)到300萬千瓦/分鐘，調(diào)頻難度大。
廣東的調(diào)頻輔助服務(wù)從2017年初開始，市場建設(shè)團(tuán)隊(duì)組織開展了南方（以廣東起步）調(diào)頻輔助服務(wù)市場的研究和建設(shè)，先后完成了交易規(guī)則編制、技術(shù)支持系統(tǒng)開發(fā)、市場宣貫培訓(xùn)等工作。
根據(jù)南方能監(jiān)局關(guān)于組織開展調(diào)頻輔助服務(wù)模擬運(yùn)行的通知的要求，2017年12月18日，調(diào)頻輔助服務(wù)市場正式啟動模擬運(yùn)行。
目前市場整體運(yùn)行良好，市場主體參與度逐步提高，市場最高出清價(jià)格不斷下降，調(diào)頻總費(fèi)用整體呈下降趨勢。
用戶側(cè)儲能電站參與輔助服務(wù)若干問題探討
1、儲能方案
《南方區(qū)域電化學(xué)儲能電站并網(wǎng)運(yùn)行管理及輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則（試行）》
第一條：鼓勵發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶、儲能企業(yè)或其他市場主體投資建設(shè)儲能設(shè)施，促進(jìn)儲能電站為電力系統(tǒng)運(yùn)行提供調(diào)頻、調(diào)峰、調(diào)壓、黑啟動等輔助服務(wù)。
第二條：電化學(xué)儲能電站是指采用電化學(xué)電池作為儲能元件，可進(jìn)行電能存儲、轉(zhuǎn)換及釋放的并網(wǎng)電站（以下簡稱“儲能電站”）。
第三條：本細(xì)則適用于南方區(qū)域地市級及以上電力調(diào)度機(jī)構(gòu)直接調(diào)度的并與電力調(diào)度機(jī)構(gòu)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議的容量為2MW/0.5小時(shí)及以上的儲能電站，其他類型儲能電站參照執(zhí)行，也就是說2MW/1MWh的儲能電站就可以參加電力輔助服務(wù)市場。
方案一 低壓接入分布式，單機(jī)400kw
上圖系統(tǒng)設(shè)計(jì)中采用的是10KV的進(jìn)線，低壓接入分布式，單機(jī)400kw，說明：
儲能單元并接在變壓器低壓側(cè)400V母線上，電池充電狀態(tài)相當(dāng)于用電負(fù)荷，選擇變壓器輕載及電價(jià)低谷時(shí)充電，這跟平時(shí)削峰填谷的策略一樣，不同之處在于，根據(jù)調(diào)度需要充電的時(shí)候也是要進(jìn)行充電的；
儲能系統(tǒng)放電狀態(tài)，相當(dāng)于發(fā)電機(jī)，放電功率一般為變壓器負(fù)載的20%-80%，放電時(shí)，還是需要使用部分電網(wǎng)電量；
儲能系統(tǒng)逆變器屬于電力電子設(shè)備，充放電時(shí)，能自動跟蹤電網(wǎng)系統(tǒng)頻率及電壓，通過抬高或降低儲能系統(tǒng)電壓來實(shí)現(xiàn)充電或者放電，屬于在線式工作，跟傳統(tǒng)柴油發(fā)電機(jī)等有區(qū)別，不存在切換電源問題，比傳統(tǒng)發(fā)電機(jī)響應(yīng)速度更快，更為直接。
由于儲能單元（單機(jī)400kw/500kwh ）并網(wǎng)接入點(diǎn)為變壓器低壓側(cè)母線，故不占用報(bào)裝容量，目前也沒有明確的規(guī)定需要向供電局申報(bào)。
由于需要考慮與用戶變壓器負(fù)載配合，選擇用戶范圍少，比較困難。
方案二 中壓接入集中式，單機(jī)500kw -1000kw
方案二中的儲能系統(tǒng)直接接入到10KV的母線上，說明：
儲能單元通過變壓器并接在開關(guān)站10kV母線上，電池充電狀態(tài)相當(dāng)于用電負(fù)荷，放電狀態(tài)相當(dāng)于電源。
直掛10kV母線上，故儲能單元充放電，不受單臺用戶變壓器負(fù)載的限制。
由于儲能單元并網(wǎng)接入點(diǎn)為10kV母線上，按照目前政策要占用容量，需要交納基本電費(fèi)，這跟低壓側(cè)接入有所區(qū)別，按照供電局的規(guī)定，低壓側(cè)這邊是利用用戶現(xiàn)有的變壓器容量來裝機(jī)，如果要接入10KV母線，就需要增加變壓器，就要向供電局申報(bào)，繳納基本電費(fèi)。
由于不需要考慮單臺變壓器負(fù)載情況，故受限少，可選用戶范圍廣。
2、儲能電站方案存在的問題
問題一：
儲能電站規(guī)模 最小值2MW/1MWH，以上分布式、集中式是否都符合？目前沒有明確的表示。
集中式直掛10kV母線，是否需要交納基本電費(fèi)（容量電費(fèi)）？目前我們在為電網(wǎng)提供輔助服務(wù)，按照訴求應(yīng)該是不需要繳納基本電費(fèi)的，因?yàn)楝F(xiàn)在是為電網(wǎng)提供服務(wù)，但并無相關(guān)的條文支撐。按照目前增加變壓器容量后，需要繳納基本電費(fèi)，其經(jīng)濟(jì)性需要重新評估。
節(jié)假日，用戶負(fù)荷可能小于儲能電站放電功率，是否可以反送電到系統(tǒng)？目前在執(zhí)行的過程中，供電局對用戶反送電有嚴(yán)格的考核。1)如無法向電網(wǎng)反送電，自身負(fù)荷無法消耗儲能電站的電量，儲能電站的收益降低。而為了參與輔助服務(wù)而增加儲能電站的容量和PCS功率，增加投資成本，延長投資回收期。2)如可以實(shí)施反送電，功率是否有限？如果不能，那是否免考核？
解決方案：
集中式選擇110kV專業(yè)用戶，分布式選擇10kV供電的大用戶，年用電量2000萬千瓦時(shí)以上。
選擇用戶負(fù)荷曲線跟統(tǒng)調(diào)吻合的用戶（完全自我消納）。
以上選取的園區(qū)的負(fù)荷曲線基本跟廣東省的負(fù)荷曲線一致。
從廣東電力系統(tǒng)運(yùn)行的特點(diǎn)可以看出：
上午7：45 - 9:00及下午13:15-14:00這兩個(gè)時(shí)間段負(fù)荷急劇攀升；
上午11:30-12:15，17:15-18:00 負(fù)荷急劇下降，負(fù)荷變化超過1000萬千瓦。
上午9:00-11:00，14:00-17:00 ，18:00-22:00變化緩慢，此時(shí)間段是儲能電站參與調(diào)峰的主要時(shí)間段。
調(diào)峰時(shí)間段:每天三個(gè)峰谷時(shí)段
圖中綠色的部分是AGC調(diào)令充電的真實(shí)負(fù)荷曲線，去掉黃色部分后，是AGC調(diào)令放電的負(fù)荷曲線。
從圖中可以看到，接受AGC調(diào)令充電之后負(fù)荷曲線發(fā)生了比較大的變化，用戶的用電最大功率原來的6200kW增長到最高峰的8200kW。
無論在什么時(shí)間，只要接受到調(diào)度令，需要響應(yīng)進(jìn)行充放電，這樣一來就無法利用原來的峰谷差價(jià)套利的方式來獲得儲能電站的收益。增加了輔助服務(wù)的收益是否比原來增加？
以東莞市10kV用戶側(cè)儲能電站的對一天收到三次AGC調(diào)令的收益進(jìn)行簡單測算。
模式1是在電價(jià)最低的時(shí)候收到調(diào)度令，這時(shí)候的收益就是最低的，舉例說在7:30-8:00收到調(diào)度令，這個(gè)時(shí)間段東莞市處于電價(jià)谷段，無價(jià)差，僅有AGC調(diào)度補(bǔ)貼收益。8:00-9:00出于電價(jià)平段時(shí)間，同樣接到AGC調(diào)度，其整體的收益就會有所降低。
東莞市的高峰電價(jià)是從9:00開始的，模式1接受AGC調(diào)令后在高峰電價(jià)前電量已經(jīng)完全放掉了，高峰時(shí)段就無電可放，即無峰谷差價(jià)收益。
模式3完全是在高峰時(shí)段收到AGC調(diào)令進(jìn)行放電，這時(shí)候的收益是最高的。
而在11:00-12:00是東莞市的高峰電價(jià)時(shí)間，這個(gè)時(shí)間段進(jìn)行充電，而在下午12：30開始放電，該段時(shí)間為東莞市的平段電價(jià)時(shí)間，即便對充電補(bǔ)貼5毛錢/度電的補(bǔ)貼，其價(jià)差收益也較低。
調(diào)峰時(shí)間段:每天兩個(gè)峰谷時(shí)段，即7:45-18:00
上圖有兩個(gè)AGC調(diào)令的調(diào)峰時(shí)間段，即早上7：45~9：00、12：30~14：00兩次放電和11：00~12：00、17：00~18:00兩次充電調(diào)令。
如果每天只是收到兩個(gè)充放電的調(diào)令。則當(dāng)?shù)氐诙€(gè)電價(jià)峰段時(shí)間進(jìn)行削峰填谷獲得收益。
用戶側(cè)銷售電價(jià)峰段時(shí)間：
廣州中山惠州：14:00-17:00,19:00-22:00
佛山東莞珠海江門：9:00-12:00,19:00-22:00
深圳：9:00-11:30,14:00-16:30，19:00-21:00
廣東省內(nèi)有3峰3谷，其中每個(gè)城市的峰谷電價(jià)的時(shí)間是不一樣的，只有深圳是完全按照3峰3谷實(shí)施的峰谷電價(jià)。
廣州、中山、惠州執(zhí)行的是第二和第三個(gè)峰，而佛山、珠海、東莞、江門執(zhí)行的是第一和第三個(gè)峰，所以不同地區(qū)的對應(yīng)的儲能控制策略是不盡相同的。
問題二：
省統(tǒng)調(diào)日負(fù)荷曲線顯示：7:45-9:00 13:15-14:00 負(fù)荷急劇爬升，11:15-12:00,17:15-18:00急劇下降。
東莞峰段時(shí)間：9:00-12:00, 19:00-22:00，
系統(tǒng)調(diào)峰時(shí)間與峰谷電價(jià)時(shí)段有錯位，魚跟熊掌不可兼得，整體降低了儲能的收益。儲能不能全在低谷電價(jià)時(shí)充電，如11:15-12:00期間，需要充電；也不能全在高峰電價(jià)時(shí)放電，如07:45-09:00期間，需要放電。
放電時(shí)間：7:45-9:00雪中送炭？9:00-11:00錦上添花？而在11:15-12:00電價(jià)高峰段放電，收益高了，但是對調(diào)度來說是火上澆油？
解決方案：
AGC的調(diào)令由電網(wǎng)統(tǒng)一發(fā)送，因此建議儲能電站充放電給與特別的電價(jià)，例如在11:00-12:00充電期間是否可以給予充電電價(jià)的優(yōu)惠？因?yàn)轫憫?yīng)的是電網(wǎng)調(diào)度的指令，在高峰期充電，即便是給予了補(bǔ)貼，其收益也是較低的。
削峰填谷原理：第一次充電時(shí)間：00:00-08:00，第一次放電時(shí)間：09:00-12:00；第二次充電時(shí)間：12:01-19:00，第二次放電時(shí)間：19:01-22:00。低價(jià)的時(shí)候充電，高價(jià)的時(shí)候放電，這樣就可以實(shí)現(xiàn)峰谷差價(jià)的套利。
按照正常的兩充兩放模式：充電時(shí)間0:00-8:00，12:01-19:00；放電時(shí)間9:01-12:00，19:01-22:00，按2MW/2.5MWH、300天/年計(jì)算，收益是529713元，如果參與電力輔助服務(wù)，最低收益可以達(dá)到625768元，所以可以看到，參與電力輔助服務(wù)比單純的削峰填谷的峰谷差價(jià)收益要高。
但是是不是所有企業(yè)都可以參加電力輔助服務(wù)呢？《細(xì)則》第四條規(guī)定：電力調(diào)度機(jī)構(gòu)應(yīng)按國家有關(guān)法律法規(guī)及技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)的要求，為儲能電站接入電網(wǎng)提供必要的服務(wù)，加強(qiáng)儲能電站調(diào)度管理。電力調(diào)度機(jī)構(gòu)負(fù)責(zé)監(jiān)測、記錄儲能電站實(shí)施充放電狀態(tài)。儲能電站充放電狀態(tài)接受電力調(diào)度機(jī)構(gòu)統(tǒng)一調(diào)度指揮。
問題三：
《細(xì)則》規(guī)定：
第四條：電力調(diào)度機(jī)構(gòu)應(yīng)按國家有關(guān)法律法規(guī)及技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)的要求，為儲能電站接入電網(wǎng)提供必要的服務(wù)，加強(qiáng)儲能電站調(diào)度管理。電力調(diào)度機(jī)構(gòu)負(fù)責(zé)監(jiān)測、記錄儲能電站實(shí)施充放電狀態(tài)。儲能電站充放電狀態(tài)接受電力調(diào)度機(jī)構(gòu)統(tǒng)一調(diào)度指揮。
第十六條：電力調(diào)度機(jī)構(gòu)按照《南方區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運(yùn)行管理實(shí)施細(xì)則》相關(guān)條款對儲能電站自動化裝置（包括監(jiān)控系統(tǒng)、PMU裝置、電量采集裝置、時(shí)鐘系統(tǒng)及監(jiān)測裝置、調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)、電力監(jiān)控系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)安全設(shè)備等）運(yùn)行情況進(jìn)行考核。
儲能電站與調(diào)度直接的通信通道工程，是應(yīng)該電網(wǎng)投資還是投資方投資？配套通信工程配置要求，站內(nèi)自動化裝置配置要求？
經(jīng)濟(jì)性分析：
我們可以通過三種模式的經(jīng)濟(jì)性比較，來分析參加電力輔助服務(wù)的投資回報(bào)是否比原來兩次的調(diào)峰有所增長。
按照模式1，每天三次在電價(jià)最低的時(shí)候響應(yīng)調(diào)度，每年的收益就是58.23萬元/年，如果按照每天兩充兩放的調(diào)峰，削峰填谷的收益在62.58萬元/年，明顯可以看出，每天參與兩次調(diào)峰的收益比每天三次調(diào)峰的收益要高。
但是如果按照模式3，即在高電價(jià)的時(shí)候進(jìn)行調(diào)度，每天三次的調(diào)峰遠(yuǎn)比每天兩次的調(diào)峰要高。但是由于這種情況不取決于電站，而是取決于調(diào)度，所以不確定的問題會比較多，無法進(jìn)行測算。
無論其每天調(diào)峰兩次還是三次，其收益都較常規(guī)的削峰填谷的收益為52.97萬元要高。
參與電力輔助服務(wù)市場的儲能電站，一是需要增加匹配功率的PCS投資；二是時(shí)需要增加儲能電站與調(diào)度直接的通信投資。其成本的上升也是明顯的。
通訊系統(tǒng)設(shè)備和通信工程建設(shè)，工程費(fèi)用在50-200萬不等。如用戶是110KV變電站或者用戶是安裝了10kV并網(wǎng)的分布式光伏電站，即用戶現(xiàn)已有電網(wǎng)通訊系統(tǒng)，儲能電站即可以利用其原有的通訊系統(tǒng)即可，對于需要參與電力輔助服務(wù)而增加投入較少，如果這個(gè)儲能的電站通訊系統(tǒng)需要新增建設(shè)，要增加一套調(diào)度通信系統(tǒng)，其費(fèi)用可達(dá)200萬左右的費(fèi)用，這樣投入在小規(guī)模的儲能電站中成本占比較高。那么為了參與電力輔助服務(wù)其投入也是得不償失的。
并參加電力輔助服務(wù)，調(diào)度是有條件的，而AGC調(diào)峰中，是否會調(diào)用到建設(shè)的電池儲能電站，也是存在的不確定因素。
所以發(fā)布的規(guī)定對于市場有多大的促進(jìn)效應(yīng)現(xiàn)在還不能評判。目前也暫時(shí)還沒有在運(yùn)營的案例，還需要在實(shí)踐的過程中，看一下實(shí)際的收益才可以進(jìn)行下一步的討論。
問題四：
《細(xì)則》規(guī)定：
第七條 儲能電站應(yīng)滿足電網(wǎng)頻率異常響應(yīng)的要求。
第八條 儲能電站應(yīng)滿足電網(wǎng)電壓異常響應(yīng)的要求。
第九條 儲能電站應(yīng)具備低電壓穿越功能。
第十條 儲能電站應(yīng)具備高電壓穿越功能。
第十一條 儲能電站應(yīng)具備有功功率調(diào)節(jié)能力。
第十二條 電力調(diào)度機(jī)構(gòu)對所轄范圍儲能電站母線電壓曲線合格率進(jìn)行考核。
對于低壓接入分布式儲能電站，以上運(yùn)行技術(shù)要求如何滿足？該如何考核，是10KV母線還僅僅是設(shè)備負(fù)荷要求即可？這些問題都清晰的解釋。
總結(jié)
通過以上討論，用戶側(cè)儲能電站參與廣東電力市場輔助服務(wù)，還存在很多不確定性，電站試點(diǎn)選擇原則：
供電電壓等級是110kV專變的用戶，其與調(diào)度通信通道已有，10kV并網(wǎng)接入集中式也不存在基本電費(fèi)問題。
以建有分布式光伏的10KV用戶，其通信通道已有，可采用低壓并網(wǎng)接入分布式方案。
用戶日負(fù)荷曲線盡可能與廣東統(tǒng)調(diào)日負(fù)荷曲線一致，充放電時(shí)，變壓器不過載，不增加基本電費(fèi)，不往系統(tǒng)倒送電。
無現(xiàn)貨不市場，現(xiàn)有峰谷電價(jià)與調(diào)峰時(shí)段錯位，只有在執(zhí)行現(xiàn)貨市場下，才能保證儲能充放電剛好是在峰谷電價(jià)時(shí)段。儲能電站在解決系統(tǒng)調(diào)峰問題時(shí)，也能獲得收益，充分體現(xiàn)其價(jià)值！
精彩問答
1、 AGC調(diào)令是由電網(wǎng)公司發(fā)出的嗎？給出的調(diào)令圖是真實(shí)的還是模擬？為什么會在用電高峰期進(jìn)行充電？
AGC調(diào)令由電網(wǎng)公司發(fā)出，電網(wǎng)公司會給系統(tǒng)設(shè)置一定的條件，由系統(tǒng)自動發(fā)送。
負(fù)荷曲線圖給出的調(diào)令是模擬，真實(shí)的調(diào)令選擇的是滿足系統(tǒng)設(shè)置條件的調(diào)峰電站。
11:00-12:00是電價(jià)高峰時(shí)段，由負(fù)荷曲線可以看到，其負(fù)荷功率由9000萬千瓦降到7000萬千瓦，調(diào)峰是在負(fù)荷陡升或陡降時(shí)進(jìn)行，11.15-12.00是下降，需要儲能充電。
2、 應(yīng)用在大工業(yè)負(fù)荷側(cè)削峰填谷的儲能電站能夠享受補(bǔ)貼嗎？
除了參加電力輔助服務(wù)市場的補(bǔ)貼外，目前暫時(shí)沒有其他的補(bǔ)貼。
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