数字储能网讯：5月24～26日，由工业和信息化部节能与综合利用司与国家能源局能源节约和科技装备司联合指导，中国化学与物理电源行业协会主办并联合240余家机构共同支持的第十三届中国国际储能大会在杭州召开。
来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的1011余家产业链供应链企业，5417位嘉宾参加了本届大会，其中245家企业展示了储能产品，可谓盛装出席，涵盖系统集成、电芯、PCS、BMS、集装箱、消防、检测认证等新型储能全产业链。
5月24日下午，华北电力大学电气与电子工程学院副教授郑华博士受邀在独立共享储能电站专场分享了主题报告，报告题目为《新能源储能参与辅助服务模式与机遇分析》。以下是报告主要内容：
郑华：非常荣幸能够过来汇报我们一些想法。
我想通过五个方面给大家进行一些分享，这些分享不一定都成熟，是我们对这些问题的思考，仅供大家参考。我们之所以做新型电力系统就是我们的双碳目标本身所带来的根本性需求，而这种需求是很长期的过程，它不是一步到位的，上午郑总报告的时候我也去听了，在这个里面大家说的三性，它是伴随着新能源的快速增长，这个三性只会变得越来越严重，不仅仅是新能源带来的波动性，间歇性，还有相关的影响，实际上对于我们荷侧也是一样的，因为荷侧这一面带来的影响大家可能关注度不是特别多，各种各样的电动汽车，还有分布式光伏，尤其是分布式光伏把配网变成源网之后，对于整个配网的运行调配带来非常大的影响，所以我们要去研究储能的时候，要从源网荷三个方面研究这个事情，不要只是说其中某一个或者某一个层次上说整体的需求是非常不合理的。
整个来看我们源网荷快速的变化之后，对于我们源来说不仅仅是把大家讨论新型储能作为重要的点，这个观点是不完全正确的，为什么这样说？大家从2021年全国性的缺电和2022年8月四川缺电是未来我们新型电力系统两个典型的应用场景，一个是以火为主的新能源系统，一个是以水为主的新能源系统都出问题了，这些问题导致我们未来在2022年下半年的时候各省区紧急去投资建设了大量的火电，这是很典型的问题，我们现在的储能所谓说的新型储能其实只能解决日内调峰的问题，解决不了我们的跨周期的问题，比如说跨月，跨季度，跨年都是做不了的。
所以我们现在说的比如说储能液压缩空间仅仅解决的是日内调节的问题。我们2021年，2022年发生的两个典型事件里面都是因为我们长周期这个调峰资源不足的问题造成的，我们现在还有另外一个问题，我们储能是在什么样的条件下失效，储能不是万能的，我们现在过多夸大新型储能在新型电力系统里面的作用，忽略了我们在不同时间尺度下对于储能的需求是不一样的。
我们可以看到去年年底的时候，电网的经研院，能源院也做了一些仿真，包括我们也做了一些仿真，在不同省市下当新能源达到一定量之后再去配新型储能，弃电率和调峰能力会呈现缓慢下降的情况，不是一个线性关系，是类似抛物线的关系。而且一定是在只缺电力的条件下，不能缺电量的条件下做这个事情，这方面我们会在今年的11月份出一些成果。
另外网的问题，刚才提到一个在源端带来的新的变化，更重要的是在荷电也会带来非常大的变化，而这两端带来的变化对于我们的网的调度模式和运行模式带来非常大的挑战，给大家举两个数，一个是西北区域在某省的机组优化的数量是在1000-2000个对象，什么意思？传统的火电机组一个省里60-70台机组，但是我们新能源场站到什么样的规模？大概在1000座左右的量，假设我们在一个汇集站下面有10个，大家想一想这个数量是很大的。到“十四五”末这个数量会达到2000-2500座，按照现在的装机都是在5000千瓦新能源的装机条件下是很可怕的数。
所以一定在主网端要实现现在的集中调控要以分散式的调度来做，我们接触了很多省调度公司，也在探讨这些事情，这是源端带来的变化。在荷带来的变化是什么？就是我们现在的无源网变成了有源网，像江苏、浙江、安徽、山东已经分布式电源装的量反穿越到了220千伏这个电压等级，影响非常大。所以意味着我们省集中调度会往省配协同这个方向发展，所以调控模式会发生非常大的变化，为什么我们在荷侧的虚拟电厂中，没有办法去做到我们配网的末端可控，大家随便可以算一下账。
比如说安徽10千伏台变大概在25万个，如果每个台变配置一些终端，大家想象一下这个费用数量，将会是非常庞大的。所以一定是需要有第三方的力量介入到荷端去做。未来的配网系统里面一定要有大量的分布式新能源，而分布式新能源一定要配置合理的灵活性资源、灵活的市场机制与调控模式。
现货市场是在快速推进的，而这个推进的速度会超出我们预期：一个是到目前为止现货电力市场已经有21个省出了现货市场运营规则，第一批8个，第二批6个，还有7个是已经公布了的。“十四五”末之前除了西藏之外所有31个省份全部要实现现货这是板上钉钉的事情。另一个是新能源入市速度会超出大家的预期，很有可能今年下半年突破10%这个量。实际上现在山东，陕西，甘肃这些省份，包括内蒙，我们现在规定的是10%新能源的量，实际上到不了这个量，基本在7%-9%的数量级，所以未来一定会突破10%，有可能达到20%，30%。大家想一下这个波动性会带来市场中收益的风险会激增，所以储能价值会在这里面发挥更大的作用，灵活性资源因现货电力市场而盈，而这个盈很可能下半年要突破掉。所以大家要特别关注在不同市场里推进速度和市场运营规则。
我们要看到在新型电力系统下面它的特征有非常大的变化，而这个灵活性资源的需求是在不同时间尺度上发生了根本的变化。这是2021年12月21号60号文和61号文出台的很大背景。我们对于不同时间尺度灵活性的需求一个是在往更小的时间尺度上看，一个是在往更大的时间尺度上看，更小的时间尺度大家了解，原来以二次调频为主的做频率偏差的，但是我们可以看到从去年山西、南网和一些其他省份全部推动了一次调频。这个不是一个成熟的市场，为什么？省级辅助服务资金盘子大概就是6个亿-7个亿，短期之内很难把销售电价的价格拉的更大，这个钱在哪出？所以大家随便想象一下如果增10%，一定是新能源扛的，不会在用户侧快速的消纳掉，因为政府不希望你能动它的利益，因为一旦涨价企业就会受到成本的压力。
另一个时间尺度大家看到，所有出台的两个细则里面，新版本的细则里面全部都有爬坡和惯量，我要说“十四五”期间所有的省份都不会做惯量，因为需求没有到那个点上，包括西北五省里面的这些省份，高比例新能源的省份还有大量传统的机组能够完成这件事情，这不是一个现阶段我们所需要完成的点。
还有我们的更长时间尺度。2021年和2022年出问题的这些省份缺的不是更小时间尺度的问题，是更长时间尺度的电力转移的问题，是跨月、跨季度甚至跨年的调峰的问题。我们现在说的液流，压缩空气都是在日内的调节，做不了月度的调节，因为它有自损的过程。所以这个量大家算一下会知道，一个月损失10%的量肯定是不划算的，逻辑很简单。
所以我们需要说的长时储能是更长时间的储能，可以跨周，跨月，跨季，但是现在的技术是不具备的，所以最好的长时储能就是传统火电、水电、核电，所以大家不要只是说我们的储能一提就是新型储能，不是这样，在实际的市场过程中会发现传统的电源在长时间调节的过程中远远比我们现在的储能技术要成本低得多的。
所以，未来系统我们是有三个频段，短时高频、中时高频和长时低频，我们来对应相关的市场。但是在我们实际系统运行的时候按照一次调频、二次调频、调峰、现货，它是一个混合市场，没有一个特别明确的时间段。所谓去年年底我们看到很多做可研的时候我们的储能上都在上混合储能，包括基地还有第一批的项目，我们都对他们提了很多的建议，未来储能的系统应该是至少覆盖到我们基地或者新能源电站所需要能够满足的不同时间尺度的辅助服务，否则盈利就是很单一的。大家要从这个逻辑去思考以后怎么布产业和需求。
整个特征去年年底五个，简单来说产业规模化、装机大型化、政策体系化、技术多元化、模式驱动化。从主流模式上来说是源侧是共享为主，但是从去年下半年开始在现货市场里开了新能源比例高的这些省份，再往表后业务转，所以这两者之间有不同的定位。这是为什么？在一些场合里面咱们看山西的调度中心在说这个事情的时候还有不同的场合我也说，新能源配储能在现货市场条件下会更有竞争力。
如果调度模式能够突破的条件下共享储能+新能源会有更好的收益，这个逻辑是不变的。但是要突破调度现在所具有的二级调度权的问题很难，所以共享储能应该和新能源场站做联合运行，包括我们现在做的沙戈荒一体化基地，新能源风光火储+基地都是一样的问题。所以我们进行了大量的仿真，新能源、风光、火、储，火光储不同的运行模式。简单来说一定是你的优化范围越大，对于用户方收益也是越大的。比如说沙戈荒一体化的一定是一体化运行才是最好的，但是现有的条件下调度是很难做的，这里有很多其他制度性的问题。用户侧比较看好的原因是刚才给大家说到的问题，一个是电动汽车大量快速部署，还有分布式电源带来的挑战。未来任何一个小单体都是一个能量微平衡体，可以看成微网，里面有光伏，电动汽车，有用电，构成了一个小配网，就是一个微网，我们从去年上半年开始关注很多大型的企业开始上园区内的微网管理系统，这是非常重要的一点。
有了这些东西之后才能真正去做场站级的企业内部优化，包括今年上半年走访了很多冶炼了和园区，企业已经意识到了这个问题，为了我们能够更好的推动所谓的荷侧的创新奠定了非常好的用户基础，我们可以看到未来荷侧的系统可能有更多的突破，因为有了一定的基础，有了售电公司，有了那么多优秀的企业在推动这件事情，这是大家值得非常期待的。
目前说我们国内还是主要以辅助服务，辅助服务是单一品种的辅助服务，这与我们一直在推的多品种叠加的辅助服务是有区别的。到目前为止之26个省出了相关的规划大概67亿瓦，这里涉及到另外一个问题，新能源配储会不会发生根本性的变化？很可能两三个月就会出台相关的文件，对我们新能源配储带来一定的冲击，所以大家在源侧这个部分它的商业模式探讨的时候需要慎重的选择在不同省份里面政策的动向，这个要非常的注意。
还有两周之前出台了一个文件，把新型储能纳入到日常监管体系里面去了。大家特别注意纳入到日常监管是什么意思？已经被盯上了，每个月报所有的数据到国家级去评估的，但是这是一个双刃剑，大家一定要记住这个双刃剑，为什么？因为我们走访了一些企业发现新能源企业为了降低成本上了很多便宜的电池，甚至根本不能运行，但是大家记得有一件事情是两年之前做的，几乎所有省的电网公司都出台了一个办法，有的是内部的，有的是公开 的，每年抽查储能电站它的实际运行性能。一旦这个执行了，这是一个灾难，但是对于我们优秀的企业来说这是一个利好，所以大家从根本上你的质量做好，不要作假。
另外我整理出目前6个区域全部出台新的系统，两个省，江苏和山东出台各个省的细则，大家可以看到现在辽宁也出了，红点代表的含意是新型储能必须要承担责任，比如说南方的调频，不是说的新型储能里面有一部分容量和一部分是免费的，剩下30%才是有偿的部分。红色比如说华北的一次调频，在华北一次调频来说仅仅是责任，没有任何收益。意味着按照标准40595的要求你的新型储能必须预留10%的容量，承担一次调频责任，没有补偿的，大家一算会发现独立储能在华北不要做。绿色的部分规则里是允许做的，我们经过分析和调研之后基本上分三类服务：有功类的，无功类的，还有应急的。
基本上应急来说对于我们大多数省份储能是参与不了的，能够参与的是黑启动，黑启动里唯一一个可执行的是南方的广州，做的9EF的机组，每一年给容量黑启动400万，大家知道黑启动多少年不会发生一次，如果只是靠那个去活是活不下来的，基本上对于我们新型储能来说应急服务免了，没有什么实际的机会。
网省公司里把储能作为非常好的资源做应急调峰和应急调用，但是都不给钱。其中某一个省的独立储能电站，一个月里面应急调峰占了使用量的46%，是没有钱的。53%才是真正给了一点钱的，所以这是后面我们一直在推的事情，要把电网公司临时调峰和紧急调峰的一定要纳入到补偿范围之内的，这个对于储能电站来说影响太大了，刚才我说的量哪怕只有20%，这个量也是非常大的，我们也在推动一个事情。
对于无功，基本上所有的省份无功的调节都是作为一个基本义务的，就是在0.85到正的0.9范围之内一定是要承担的，咱们储能电站基本都是SVG或者配了功能的。咱们本来可以私下运行的，所以这块对于我们无功来说不是问题，但是给的钱特别少，只能作为次要收入考虑这个事情，更多是考核的问题，要具备这个具备能力，减少损失，更重要的是我们所有新型储能主要来源于有功服务，有功服务里面主要我们反着说，一个是爬坡，我们分析了一下全国的市场在“十四五”里面都不会开。
还有惯量，几乎两个细则里都提了惯量，但是大家记住那个惯量给的是传统火电机组的，给的是水电机组的，所以这跟我们储能没有什么关系。还有一块备用，我们看了一下基本上都是在旋备，西北给了一个旋备，江苏给了一个热备，这是可以的，但是钱很少。剩下的就是一次调频，二次调频。
剩下我们能够参与的就是调频类的，一次调配和次调配，还有调峰类的深调和顶峰。大家可以看到新出版的辽宁和华中都是增加了一个顶峰，前面这些是按照时间顺序来的，前面出来的细则都没有写顶峰，实际的系统我们有一个顶峰的需求，是额外给2-3毛钱的，大家要注意顶峰市场的补偿，深调的补偿在现货市场开了之后可能有部分市场里面会把深调补偿取消或者递减，这是对我们是不利的地方。
剩下是一次调频，二次调频。一次调频和二次调频是互补的过程，基本上一次调频主要的作用是为了系统稳定问题，短期内不会有特别大的市场份额，一个省总的辅助服务的费用在7-9个亿，如果开一次调频，总辅助服务费用不变的话，无非是二次调频的费用降下来了，大家可以看到甘肃省出了一号文之后2月份开始实施，独立储能收入摊薄了50%以上。
所以未来就是现货+调频，这是未来我们“十四五”的主要收入，我们调频和调峰类的，基本上是这两类。补的那部分比如说我刚才提到的，剩下一些时段可能有点无功，有一点热备，这是我们很次要的收入里面的。
我们刚才提到的现货，刚才我给大家说的，这里面总体上是关注两个点，一个点是新能源的部分，“十四五”期间入市的量会上来，这个会给储能带来非常大的机会，它的价格上限和下限会放开一些，会更大。所以大家看到五一期间，其中山东负电价大家觉得很黑天鹅，其实不是的，山东去年的零电价是173天，将近46%，其实很正常的一件事情。所以说大家要充分利用市场中的价格信号，来去优化储能的布局，逻辑这样去考虑就OK了。第二个变化就是山西已经在用户侧可以报量报价了，以后市场会开放双边的，开放双边了以后会对于虚拟电厂，还有用户侧的储能会带来绝对性的利好。市场的风险增加了，用户需要对冲风险的手段就要增加，大家要注意这两个变化。
刚才我提到了一点叫模式趋同化，21个省份里面所有的市场规则都不太一样，比如AGC二次调频，KP值是有两种算法：一种是加法型，一种是乘法型。未来很可能在KP值的计算上不会有大的差异，可能原来实行加法的还是加法的，实行乘法的还是乘法。但是它在折算的过程中，就是出清和结算中，有不同的省份采用不同的方式来放大价格差，这个里面是在实际运行的时候，你的控制策略就要根据它去优化，你才能在每一天AGC调用的过程中才能获利比较多，所以大家不要只是看表面上的东西，要看产品供应商AGC控制策略是不是跟这个市场里的AGC策略是保持一致的。所以你要想在市场里能够长期稳定的排到前五，甚至排到前三，运营的团队是一定要跟着它跑的，这个不是一劳永逸的，采用一个通用的算法在所有的市场里来做，这是不行的，业主方一定要特别注意这个问题。其他我就不展开了。
从整个来看，我想从全国的市场来看，一个就是现货的，我只是简单列了三个，一个是山东、甘肃、山西，这是几个比较典型的，基本上每个会大家都在说这个事情，所以整体上来说，从入市来说基本是差不多的。唯一不同的地方就是山西给了一个报量报价，这个对于新能源和储能来说会带来一些新的挑战，就是要注重运营，后面我也会说。对于国外来说，储能的趋势是什么？趋势就跟一个普通机组没区别，所以未来我们的市场也是一样的，我们现在是为了保新型储能的利用率，所以它是优先出清，采用自调度的方式来进行报量不报价。未来当储能多了，它一定是作为普通的机组来进行报量报价的，所以不会是优先出清，这就取决于最后大家PK的是EPC单位造价，还有就是运营成本的部分，能不能有额外的收益，能不能压低成本，这是有区别的，所以大家要注意到这个方面。
趋势来看，未来是一定往这个方向在走，新能源的入市量提升以后，储能地位就会发生本质性的变化，一个就是传统的新能源加储能的模式，如果说调度权的问题解决不了，在新能源大比例入市的时候，一定业主方会采取的方式就是新能源+表后的储能，而不是共享的储能，这个逻辑在这个地方。因为现在的共享储能是没有办法跟新能源打捆运行的，所以我们现在共享储能搞的是租赁，是你给人家掏一份钱，但是你没有解决新能源任何并网的性能和市场中的风险，所以它是没有解决市场中的痛点。推动共享储能，我们最开始在青海做这个事情就是想一体化运行，比如把储能跟新能源厂站固定交易的几个，作为AGC单独分区来控是可以的。
大时间尺度控制逻辑是好办的，小时间尺度是有难度的，现在的调度体系解决这个问题是有难度的。大家关心一次调频，刚才跟大家说了，现在像山西、山东、浙江、广州都发了，相关的文件都有，但是没有真正实施。一次调频基本上分两块钱来算的，一块就是参与一次调频给你的容量费，第二块就是里程的费用，基本上参照二次调频来的，市场模式差不多，所以这块的方式大家可以去看。我们整体算下来之后，可能没有大家想象得那么好。因为一次调频在时间上，从两秒钟到十秒，或者二十秒，二次调频基本是30秒到5分钟这样一个范围，各个省不一样，这个差别特别大，所以大家要去做调频类的时候，一定要搞清楚这个省里面AGC或者一次调频变量的变化特征。大家一定要看到它不同的市场里面，对于一次调频指令的特性和二次调频的指令特性是完全不同的。从这个角度来看，我们现在21个省里面的现货市场配套都出了AGC的二次调频，这个里面很有意思，华中的五个省里面的二次调频几乎是一个模子出来的，差别仅仅是在里程的补偿等方面，KP值的计算方法、流程等都是一样的，那就意味着很可能华中省级的AGC和跨省的AGC里面，两个市场的规则是一样的。
还有一块要取消掉的就是要调峰，也就是原来的调峰大家说的比较多，但是新增市场里面还有个顶峰市场，以后基本上所有的省都要开这个，用户侧需求响应要去做削峰是一个概念，是源、荷两个操作。从这个市场里大家关注的点不是补偿，新增的部分就是顶峰市场这一块，大家要特别注意，它的作用是一样的。
还有一块是备用，刚才也提到了，短期之内不是一个有效的市场，它是一个很低份量的市场。到2024年年底，除了西藏以外，现货都要去做。要提醒大家的是有两个方向，一个是在整个市场是利好的，对于灵活性的需求，从政策、地方和电网都开始重视了，灵活性就意味着储能只是灵活性的一种，传统的火电机组升级化改造，灵活性改造是一个很大的竞争。还有一部分很多省里面能上抽蓄的都在上，这个数量级会超出大家的想象。抽蓄上来之后会挤占新型储能的空间，所以要去分析不同省里面平衡的缺口和持续的缺口是不一样的。比如说浙江，到2023年年前抽蓄要达到4950万，大家想象一下，储能还能在浙江干吗？它的窗口期只有2023年到2027年的窗口期，因为抽蓄基本上是6年，所以从2021年开始抽蓄，基本上到2027年就开始并网了，有很多省份都是类似的情况，大家一定要特别关注灵活性改造的进度，第二个就是抽蓄，不同省里面平衡关系是不同的，那就意味着在这个省里要重点发展用户侧，还是要重点发展新能源+用户，还是独立储能，路径是完全不同的，所以市场机遇也是不一样，所以大家不要只是在说这个市场很好，不是这样子，那是很虚假的，落地到各个省里面一定要研究各个省的政策，这是一个非常大的挑战。
现在由单一的省级市场在往区域级市场扩，这是一个趋势，三个市场可能会推进特别快，南方不用说，国网这一面，华东、华中，还有一个就是西北，其中两个典型的：一个是西北，一个就是华东，这两个市场大家可以高度关注一下。
辅助服务对于目前来看，给大家讲的61号文，6个区域全都出了新版的两个细则的实施办法。大家需要注意的是不同市场的品种之间实施的市场份额，还有一块就是不同的品种之间是否具备叠加的情况。目前来说，国内的辅助服务可以叠加的只有几个市场，典型的是甘肃，今年的甘肃会有大量的新能源+共享储能的方式来投运。在同一天里面不同时段，是可以承担不同的辅助服务的，这是可行的，实际运行过。目前来说，可能下一步山西、山东、内蒙，可能也会采用类似的方案来推，所以大家要注意关注一下对于不同的省市里面，市场的品种叠加的策略会给我们带来比较多的影响，这就是另一个大家关注的。
还有就是刚才已经提到了混合储能，从去年下半年开始我们见到很多可研，包括我们现在在做的可研支撑课题，里面都是在做混储，系统需要的是更多时间尺度灵活性的覆盖，不同时间尺度的灵活性的覆盖就意味着收入多样化了，它的前提条件是需要我们市场和调控允许，市场中在不同时刻提供不同的辅助服务品种，这是可行的，也是可实施的。
第二个，只有覆盖多品种交易的时候，我们的储能灵活性的价值才能体现出来，恰恰现在一些省份里的市场规则里是支持了这件事情，这点非常重要，所以大家注意到这个。还有一个误区，我们看到很多可研，可研里面在做混储的时候，比如说我可能是液流加了一部分锂电，加了一部分飞轮，还有做铅碳的，比如像辽吉黑这部分，做液流的时候配锂电代价太高了，经常会零下三四十度，在新疆戈壁滩，晚上最冷的温度可以到零下50度，白天高温的时候可以到零上60、70度的。对于温控而言，要求是非常高的，所以大家千万不要忽略这个部分，因为由原来的利润，变成为成本，所以大家要注意温控的问题，这部分是运营成本里直接吃利润的部分。
还有一个，在不同省里面，其实是不需要用混储的，什么意思？比如在内蒙的一体化基地，如果按照现行的华北的AGC的控制策略，不需要用混储，一定要在不同的省里分析它的场景特征。另外就是市场中大家一定是风险最优条件下考虑盈利的问题，所以一定要有专业的团队去做运营和运维服务，这个部分是直接会影响到以后的收益和时间寿命的。
我就分享这么多，谢谢各位！
来源：中国储能网
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