广东省售电公司通过电化学储能项目参与电力市场辅助服务的研究

广东省售电公司通过电化学储能项目参与电力市场辅助服务的研究

袁舒

广东粤电电力销售有限公司

摘要：

广东省内售电公司近年来面临电力交易营收不稳定，需拓展新的经营方向的压力，文章针对售电公司通过电化学储能项目参与电力市场辅助服务的相关问题进行研究，分析电化学储能项目的发展优势，实施过程中需要注意的问题，旨在推动售电公司的可持续发展。

关键词：售电公司；电力辅助服务；储能项目

广东省各售电公司在新一轮电力体制改革背景下应运而生，自2016年广东省公布第一批售电企业名单起，广东省售电公司的数量和电量交易营收随每年市场具体情况起伏，近三年，广东省售电公司整体电力交易盈利情况如下：

广东省售电公司的电力交易营收由当年度电力供需形势决定，尤其是近三年，随着能源量紧价高、电力供需形势逆转以及极端天气频发等因素影响，平均度电盈利情况起伏较大。近几年，电力市场直接交易电量占广东省全社会用电量比例一直保持在37%~40%之间，并无进一步扩大规模的趋势，因此，广东省内售电公司的购售电业务，已进入竞争激烈的“红海”阶段。

参考美国PJM电力市场的经验，售电公司作为电力市场的交易纽带，与其他主体单位常年保持密切联系，会主动收集市场信息，了解电力用户需求，天然具备参与电力辅助服务的优势。电力辅助服务目前市场规模占约占全社会总电费的 1.5%，未来有望达到 3%以上，并随新能源大规模接入不断增加。根据未来智库预测，2025 年、2030 年全国辅助服务市场规模将分别达到 1710 亿元、1980 亿元。广东省实际用电量占全国实际用电量约8.7%，仅按其37%的市场电量保守估算，与此对应的2025年、2030年市场交易部分电量的电力辅助服务市场规模预计可达55亿元，64亿元，远超近几年全省售电公司购售电业务总盈利规模，是一片等待开发的“蓝海”。

一、电力辅助服务的主要类别

电力辅助服务大致分为三大类，分别是有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务。

有功平衡服务主要分为调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等电力辅助服务。

无功平衡服务即电压控制服务，包括自动电压控制以及调相运行等。

事故应急及恢复服务包括稳定切机服务、稳定切负荷服务和黑启动服务。

电力辅助服务的补偿和分摊费用可由固定补偿和市场化形成两种方式，包含在用户用电价格中，并在交易电价中单独列支。

二、电化学储能项目参与电力辅助服务市场的分析

（一）电化学储能项目参与电力辅助服务市场有以下优势：

1、政策优势。2016年，首个国家级储能政策《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》下发，储能政策方面的出台，开启了储能市场的发展序幕。2017年，《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》印发，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。2021年南方监管局发布的《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》明确约定，储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行0.05万元/兆瓦时的补偿，这是首个区域性的电储能电站并网补偿文件。2022，国家发改委和能源局印发关于《“十四五”新型储能发展实施方案》的通知，要求到2025年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，推动新型储能以独立电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式参与辅助服务。

2、技术优势。储能电站具有精确响应，反应时间短等优势，有效缓解了火电机组调频调峰的压力，同时有利于新能源的并网消纳。近年，随着我国可再生能源实现大规模并网、分布式能源体系的完善、电动汽车的快速普及以及能源互联网的发展，储能技术日渐成熟，电化学储能电站设计规范等行业技术规范不断发布及完善，至2020年底，我国已投运储能项目累计装机规模32.4GW，其中电化学储能的累计装机规模位列第二。

3、经济优势。从技术特性看，储能设施能辅助电网安全运行，比如辅助动态运行、调频、调压、调峰、备用容量、无功支持、可再生能源平滑输出/削峰填谷、爬坡率控制、电能质量、紧急备用等等。根据历史数据统计，调峰、调频、备用三种电力辅助服务补偿费用之和占据电力辅助服务补偿总费用的90%以上，储能设施的功能可以满足目前经济性最高的三种电力辅助服务。

（二）电化学储能项目参与电力辅助服务的盈利模式

1、峰谷电价套利。储能用户可以在负荷低谷时，以较便宜的谷电价对自有储能设施进行充电，在负荷高峰时，将部分或全部负荷转由自有储能设施供电。其所能获取的利润可用峰电价减谷电价和储能度电成本之和进行估算，利润的大小取决于峰谷电价差和电池成本的大小。

2、满足电力调度机构发布的需求响应，获取相应电量补偿收益。根据2022年发布的《广东省市场化需求响应实施细则（试行）》，储能用户通过注册申请后，以虚拟电厂的形式参与电力市场需求响应，满足响应后结算相关电量补偿费用。

三、广东省售电公司参与电化学储能项目的分析

基于电力市场直接交易的需要，售电公司与电力用户常年保持密切联系，且熟知电力用户用电曲线特性，更适合参与用户侧电化学储能项目的实施。

售电公司参与电化学储能项目需要重点关注几个方面：

1、合作建设储能项目的用户侧选取。储能设施的设计和使用，受到用户侧原有的用电负荷曲线，电力设施，场地大小，所处区域用电政策和电价情况等因素制约。售电公司需在了解用户侧以上基本情况的前提下，友好协商储能项目的合作事宜，包括但不限于合作模式，储能设施所有权归属，运营责任，收益分成，故障赔偿，设施回收等方面。

根据目前的数据分析，售电公司参与一个电化学储能项目的投资成本回收期大约在10年左右，周期较长，期间的政策风险和用户侧经营风险，需在用户侧选取阶段进行评估。

2、储能设施的设计工艺选取。目前电化学储能主要以铅蓄电池，液流电池，锂电池，和钠硫电池四种储能电池的形式实现工业应用，其工艺各有优缺点。

（1）铅蓄电池为目前发展最为成熟的储能电池，具有成本低，技术成熟等优点的同时，也受到寿命短，不环保等缺点的制约。

（2）液流电池寿命长，可深度充放电，但功率密度低，体积大，其运行时需要的大量管路、阀门、循环泵等辅助设备也使其成本居高不下。

（3）锂电池能量密度高，寿命长，体积小，技术壁垒和适用条件相对液流电池和钠硫电池要低，使其在近年新增储能容量中占据了较大的比例，在各类电化学储能技术中，锂离子的累计装机占比重也是最大，约为58%。但较高的成本，仍是其普及取代铅蓄电池路上的一大障碍。

（4）钠硫电池，具有高比功率和比能量的优点，但其工作温度需要维持在300~350摄氏度，电池的保温及大规模投运的安全问题有待考究。

鉴于目前大多售电公司参与的电化学储能项目都以售电公司投资运营，储能用户分成的模式为主，即建成的储能设施为售电公司资产，关系到转移使用，报废处理等后续工作，为兼顾经济性和环保性，储能设施的设计工艺选取也尤为重要。目前，售电公司也可以通过购买保险等金融方式对冲该类风险。

3、储能项目人才队伍的培养。储能产业作为新兴产业，目前市场处于探索发展阶段，市场上专业的储能项目开发和运维队伍较少，只有少数几个高校响应国家政策号召，自2019年开始设立储能工程与技术专业，储能产业存在较大人才缺口。为保证后续储能项目顺利开展，售电公司应注重人才队伍的组建和培养。

结语：

随着电力直接交易营收规模的天花板逐渐清晰，广东省的售电公司需要寻找新的盈利方向。电化学储能项目既能发挥售电公司原本的竞争优势，使其顺利参与到电力辅助服务这个新兴市场中，又符合当下减少传统能源消耗、增加新能源利用的行业趋势，支持国家实现能源结构向低碳化转型的战略，是广东省内售电公司转型发展的重要方向。

售电公司在通过电化学储能项目参与电力市场辅助服务的过程中，需时刻关注相关产业政策变化，合作方选取，电池技术发展，人才队伍培养等关键问题，在探索储能事业道路上脚踏实地，稳步发展。

参考文献

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