储能并网：收益扩大 问题待解

　　近日，华中区域、西北区域陆续发布《电力辅助服务管理实施细则(征求意见稿)》《电力并网运行管理实施细则(征求意见稿)》(以下简称“两个细则”》)。《中国能源报》记者梳理发现，上述两个区域均将新型储能作为并网主体，通过整套启动试运后，纳入细则管理。

　　业内人士分析指出，多个区域、省(区、市)的“两个细则”均对储能电站参与电力市场给与了合法明晰的地位。在经济性方面，有助于拓宽盈利渠道，但由于相关辅助服务市场机制尚不完善，新型储能的成本回收仍有难点。在并网安全性方面，储能并网在支撑电力系统稳定运行的同时也为电网带来新的挑战。

　　储能并网作用逐渐明晰

　　业内人士表示，目前，储能在电力市场中的作用和价值正逐步清晰，新型储能主要通过参与电力市场获取相应收益，并进行成本疏导。

　　梳理“两个细则”可以发现，西北区域将新型储能一次调频服务按照一次调频月度动作积分电量15元/千瓦时补偿。同时，对储能参与二次调频、黑启动等服务也均有补偿。例如，在二次调频服务中，月可用率达到98%以上的新型储能并网主体，每提高1%的可用率，可获得补偿0.1元/千瓦。在黑启动中，对新能源场站(风电场、光伏电站)及新型储能电站每月补偿0.2元/千瓦，对并网主体的补偿最高不超过30万元/月;华中区域则将新型储能、可调节负荷纳入并网运行管理范围，新增了转动惯量、爬坡等辅助服务品种。同时，对新型储能参与二次调频、有偿一次调频、深度调峰、有偿无功等辅助服务给予适当补偿，进一步提高新型储能建设运行管理水平：储能调峰最高补偿0.3元/千瓦时， 一次调频最高补偿0.6元/千瓦时。

　　截至目前，除了华中和西北区域之外，南方、华北、华东、东北4个区域和江苏、山东2个省份也出台了新版“两个细则”，形成了我国未来一段时期内的电力辅助服务新格局。

　　《中国能源报》记者注意到，在各地“两个细则”中，均对储能参与调峰调频、黑启动、爬坡等服务作了细化管理。尽管各区域和省份的新版“两个细则”对于新型储能可参与的电力辅助服务品种和考核方式各有差异，但仍然可以反映出，储能，尤其是新型储能作为并网主体参与电网调频调峰已成常态。

　　“华东、西北两地给予储能电站合法地位参与电力市场，提升了当地储能项目的收益保障，对当地储能市场发展将起到良好的促进作用。”中国能建集团资深储能技术专家楚攀指出。

　　或成电网薄弱环节

　　新型储能具有响应速度快、部署灵活、能量时移等特性，可以更好地支撑以新能源为主的新型电力系统安全稳定运行。这不仅可以提升新能源的并网、运行稳定性，更将提高新能源参与电力市场的盈利能力，降低其在履约和考核中的风险。

　　“以前，传统电网调频往往通过火电或水电机组的义务调频来实现，没有收益来源。随着新能源占比不断提高，电网波动变化更加随机，单靠传统的火电和水电调频能力难以为继。储能调频正是以其响应快速、精准跟踪、功率优异等特性，在发电侧起到了高效调节维稳的作用。将储能作为并网主体并给予经济补偿，无疑将有利于促使其收益多元化，并提升储能投资业主的积极性。”一位不愿具名的储能行业分析人士向《中国能源报》记者介绍。

　　“与传统火电机组相比，新型储能中的电化学储能在调频性能上提升了数十倍，是非常优质的灵活性资源。鉴于这一优良特性，电化学储能更适合参与调频，尤其是二次调频;压缩空气储能等长时储能技术则更适合参与深度调峰甚至日间调峰。”楚攀补充说。

　　储能电站作为并网主体能够帮助电网安全可靠运行，进而促使电网消纳更多新能源。但其也对电力系统的调度带来不小挑战。“储能电站的规模越来越大，并网的电网等级也就越来越高。”楚攀指出，通过某些非常规技术手段，储能电站也有可能成为电网的薄弱环节，变为攻击电网的入口，成为电网安全隐患。对此，也要提前做好预防手段。

　　“此外，作为并网主体运行后，由于技术特点与其他发电机组差异较大，储能电站既可以做为发电机组，也可以作为用电负荷，其角色是不固定的。因此，如何给予储能电站合适的身份地位，充分发挥其快速响应的特点，公平对待所有投资方的发电机组和储能电站，也是管理部门面临的一个挑战。”楚攀进一步表示。

　　通过辅助服务盈利仍有难点

　　从多份文件来看，现阶段，新型储能主要仍以提供调频调峰等辅助服务为主要盈利手段。业内专家认为，由于电力辅助服务市场尚不完善，目前仅依靠调频、调峰服务，不足以支撑新型储能项目获得较好的经济回报。

　　上述分析人士指出，目前辅助服务市场的运行规则仍不成熟、总体容量仍不明确，储能项目参与辅助服务市场短期内可以获得较好收益，但随着并网项目越来越多，辅助服务市场或出现暂时性饱和，所有并网项目的收益都会降低。“辅助服务市场的健康发展有赖于辅助服务费用的顺利疏导，目前来看，各地尚未探索出有效合理的疏导方式。”

　　另有业内人士认为，随着辅助服务市场的进一步建设与完善，未来的辅助服务项目将超10项，有望成为新型储能项目最主要的收益来源。“而随着电力现货市场的逐步深化，调峰市场将会被电力现货市场取代，形成调频辅助服务+电能量现货的模式。届时，储能也能更好地通过市场机制回收成本。”华北电力大学电气与电子工程学院副教授郑华分析。

　　“当前的并网运行机制尚不能根据不同机组特点，合理分配辅助服务内容。随着辅助服务市场的建设，将有越来越多的储能电站并网，这势必会打破原有的辅助服务市场格局。不同技术特色的发电机组、储能机组如何在公平原则下‘竞争上岗’，是目前机制所欠缺的，未来需要在运行过程中不断补全、完善。”楚攀指出。

　　“目前，新型储能相关政策多以原则性文件为主，缺乏具体可操作的实施细则或规则，导致新型储能在实际运行过程中存在诸多问题，尤其是在参与电力市场交易方面更是困难重重。”因此，郑华建议，各地应尽快出台新型储能参与电力市场的身份认定、注册流程、结算出清、结算支付等运行规则，并在执行品种、时序、补偿额度等方面进行优化调整。

　　来源：中国能源报 记者 杨晓冉