电力系统的频率反映了发电有功功率与负荷之间的平衡关系,在电能不能存储的情况下,全系统所有发电机输出的有功功率之和必须严格的与全系统所需的有功功率(最主要为用电负荷需求,也含网络损耗等其他需求)相等,系统负荷功率时刻都在发生变化,因此会使系统频率发生一定的波动。
频率的波动可影响电力系统中许多用电设备的安全经济运行,因此必须将频率控制在一定范围内,中国国家标准GB/T15945-1995规定,电力系统频率控制在(50±0.2)Hz范围内的时间应达到98%以上。
2006年11月,国家电监会印发了《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》,开始启动中国的电力辅助服务市场,调频是其中重要的辅助服务之一,分为一次调频和自动发电控制(AGC)两种,我们常说的调频辅助服务通常指的是自动发电控制(AGC)。
储能在调频辅助服务中的应用现状
尽管目前大部分应用于电网的大容量储能项目,如用于风电、光伏发电的储能系统等,都将调频作为储能要实现的功能之一进行设计,但储能是否能参与辅助服务市场,与储能成本、辅助服务的补偿机制、电力市场准入机制等密切相关,目前专门针对电力调频辅助服务市场开展的储能项目数量比较有限,部分储能调频项目如下:
(1)美国纽约州Stephentown 20MW储能电站。采用Beacon Power公司的飞轮储能系统,容量20MW/5MWh,2011年7月投运,可满足纽约州约10%的调频需求。
(2)美国宾州Hazel Township 储能电站。采用Beacon Power公司的飞轮储能系统,容量20MW/5MWh,2014年7月投运,为PJM电力市场提供调频服务。
(3)AES公司智利项目。AES公司在智利共投运了三个调频项目,其中,项目1、2采用A123公司的锂离子电池储能系统,项目1容量12MW/4MWh,于2009年投运,项目2容量为20MW/5MWh,于2012年5月投运;项目3采用日本汤浅公司的锂离子电池储能系统,容量为20MW/6.3MWh,于2012年12月投运。三个项目均为智利北部SING电网提供调频服务。
(4)北京石景山热电厂电池储能项目。采用A123公司的锂离子电池储能系统,容量为2MW/0.5MWh,于2013年9月投运,为中国华北电网提供调频辅助服务。
国内外调频辅助服务市场分析
储能是否能在调频辅助服务中获得应用,其应用是否能获得经济性回报,从而可商业化推广,除电站成本因素外,与一国的电力市场环境、电价机制、政策法规等密切相关。以下将结合美国和中国的具体情况,分析储能在辅助服务市场中的应用。
(1)美国调频辅助服务市场分析
针对调频辅助服务,美国各RTOs/ISOs都设置了相应的规则,采用招投标的方式决定调频辅助服务的价格和供货商。最近五年来,随着各种新兴的储能技术引入到电力系统AGC调频服务领域,美国电力市场开始逐渐修改或出台新的政策,以使储能技术能获得更合理的定价,增强储能技术在调频辅助服务里的竞争优势,这直接导致美国成为世界上拥有储能调频电站最多的国家之一,储能调频电站在美国市场开始进入商业化应用阶段。
所有的政策中,影响最大的是FERC(美国联邦能源管理委员会)于2011年颁布的755号法令和2013年颁布的784号法令。其中:
755法令要求美国电力市场的ISO和RTO使用“按效果付费”的补偿标准替代之前“按容量付费”的补偿方式。“按容量付费”中,按照电力资源每五分钟可提供的调节总容量来计算补偿金,而“按效果付费”则规定,按照电力资源在规定的时间范围内上调或下调的总里程计算补偿金。在这种计算方式下,储能电站快速响应、快速调节、可随时进行充放电(增发或减发电量)状态切换的优势可以得到充分体现,在容量范围内,其相同时间内的爬坡总量会比提供同样容量的火电机组的爬坡总量大的多,因此可获得更多的补偿,储能系统供应商在调频领域的营业收入有望翻倍。
784号令规定,输电网运营商既可以选择从输电服务提供企业购买辅助服务也可以选择从第三方购买辅助服务,而后者以前是禁止的。这样便给储能参与市场提供了一个很好的机会,在辅助服务市场上,储能厂商的技术相比于传统的火电厂而言,会具有一定的竞争优势。另外,784法令要求参与方按照给定资产的单一功能进行结算,因此像储能这种可以提供多种功能的资产,其成本会根据每个功能执行的效果分配在相关账户进行结算,从而最终会形成一份足够清晰的储能资产成本记录,由此可能会给FERC和其他参与方确定储能的成本/服务费率等带来帮助。
2011年,美国能源部(DOE)和PJM宣布Beacon Power 20MW的调频电站项目,并随后实行“按效果付费”(pay-for-performance)后,调频辅助服务的平均价格就不断上升,例如,2012年第1季度平均价格为21.26美元/MW,2013年第1季度平均价格为33.87美元/MW,同期上升了59%。调频辅助服务价格的上升,吸引了越来越多的储能电站进入PJM调频市场,例如AES公司Laurel Mountain 32 MW储能项目,AES公司Miramar 40MW储能项目等。
(2)中国调频辅助服务市场分析
按照规定,目前中国的电力辅助服务由省级及以上电力调度交易机构直接调度的并网火力、水力发电厂提供,因此,包括储能在内的其他电力资源,并不能直接参与辅助服务市场。相关的结算方法也不适用于储能装置,储能调频电站在中国还缺乏可实现商业化的政策机制。
根据各区域电网发布的《发电厂并网运行管理细则》和《并网发电厂辅助服务管理细则》,发电厂提供AGC辅助服务时,补偿方法如下:
东北电网按机组调节电量(注:调节电量为上调、下调电量绝对值之和,下同)计算总补偿费用,补偿标准为600元/万千瓦时;
西北电网补偿分为可调用容量补偿和调节电量补偿两部分。其中可调用容量补偿标准为火电机组每月1000元/万千瓦,水电机组每月400元/万千瓦;调节电量补偿标准为火电机组800元/万千瓦时,水电机组200元/万千瓦时。
华北电网补偿分为可用时间补偿和服务贡献补偿两部分。其中,可用时间补偿按月统计,补偿标准为10元/小时;服务贡献补偿与机组性能相关日补偿费用计算方法为PAGC×tAGC×Kpd×30元/MWh(PAGC为机组5分钟内可以被调用的AGC调节总容量,tAGC为机组日AGC补偿计算时间,单位小时;Kpd为机组当天的调节性能指标,与调节速度、精度、响应时间密切有关)。
华中电网按机组调节电量计算总补偿费用,补偿标准为50元/MWh。
华东电网补偿分为可调节容量补偿和调节电量补偿两部分。其中可调节容量补偿标准为240元/MW(华东网调管辖机组),480元/MW(省调管辖机组);调节电量补偿标准,节能发电调度地区,增发电量50元/MWh,少发电量100元/MWh,年度发电计划调度地区,华东网调管辖机组1元/MWh,省市调度管辖地区50元/MWh。
南方电网补偿分为可调节容量补偿和调节电量补偿两部分。其中,可调节容量补偿标准(元/MWh)为:广东1.78,广西1.28,云南0.31,贵州1.00,海南1.41;调节电量补偿标准(元/MWh)为:广东14.6,广西10.49,云南7.66,贵州8.20,海南11.58。
由上可见,在目前的机制下,除华北地区外,大部分区域电网的补偿形式为调节电量补偿,即使储能电站可以参与电力调频,但按照此方法进行补偿计算,储能电站优秀的调节性能也得不到体现,从而无法获得合理的补偿。
华北电网的补偿机制中,引入了机组性能指标Kpd,如果储能电站参与华北电网调频,那么储能在调节速度、精度、响应时间上的优势,将会得到一定的补偿。但需要注意的是,调节容量上,是按照5分钟内可被调用的AGC调节总量来计算的,与美国755法令颁布前“按容量计费”的方式类似,因此,如果储能迅速改变充放电状态的优点需要进一步得到体现的话,补偿机制还需要进一步修改。
北京石景山热电厂电池储能项目,采用于火电厂联合运行的方式,巧妙的参与了华北调频辅助服务市场,目前的运行结果显示,取得了较好的调频效果和经济效益。但由于市场准入的门槛并没有放开,开展更多的项目,乃至实现商业化,还存在很大的困难。
结论
储能应用于中国的调频辅助服务,短期内在较小的范围内(例如华北电网),可能会出现一些项目机会,但由于电力体制决定的进入障碍的存在,竞争性的电力市场尚未形成,这一领域不会成为目前中国储能主要的应用领域。近期中国电力改革的呼声高涨,未来中国的电改将走向何方,是否会给储能带来一定的机遇,仍需时日观察。