電化學(xué)儲(chǔ)能參與電力輔助服務(wù)市場(chǎng)的潛力與障礙

      盡管儲(chǔ)能技術(shù)在能源系統(tǒng)中極具應(yīng)用價(jià)值，但各類儲(chǔ)能技術(shù)的市場(chǎng)化程度有較大差異。從當(dāng)前全球發(fā)展態(tài)勢(shì)看，抽水蓄能和儲(chǔ)熱技術(shù)成熟度較高并已實(shí)現(xiàn)商業(yè)化運(yùn)營(yíng)；氫能、合成燃料、熱化學(xué)儲(chǔ)能等尚處于研發(fā)示范階段；而鉛蓄電池、鋰離子電池、液流電池、飛輪儲(chǔ)能、壓縮空氣、鈉硫電池等整體處于從技術(shù)示范到商業(yè)運(yùn)營(yíng)的過(guò)渡階段。目前抽水蓄能仍是全球儲(chǔ)能裝機(jī)的主體，但技術(shù)快速進(jìn)步的電化學(xué)儲(chǔ)能已經(jīng)成為市場(chǎng)關(guān)注的焦點(diǎn)。特別是近年來(lái)電動(dòng)汽車產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展帶動(dòng)鋰離子電池技術(shù)不斷成熟。根據(jù)彭博新能源財(cái)經(jīng)（BNEF）的預(yù)測(cè)，到2024年全球鋰離子電池成本將達(dá)到640元/千瓦時(shí)，到2030年進(jìn)一步降低至430元/千瓦時(shí)。

      在國(guó)內(nèi)，近年來(lái)鋰離子電池技術(shù)進(jìn)步速度更是超過(guò)預(yù)期，到2020年上半年，國(guó)內(nèi)磷酸鐵鋰電池電芯成本約400元/千瓦時(shí)，電池包成本約600元/千瓦時(shí)。換言之，目前國(guó)內(nèi)鋰電池成本已達(dá)到BNEF預(yù)測(cè)的2024年全球水平。目前以鋰電池為代表的電儲(chǔ)能技術(shù)已成為我國(guó)商業(yè)化儲(chǔ)能項(xiàng)目的主體，市場(chǎng)占比達(dá)到98%。相比電力系統(tǒng)其他靈活性資源，電儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)協(xié)同效應(yīng)強(qiáng)、技術(shù)進(jìn)步空間大、環(huán)境資源約束小，是未來(lái)極具市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力的電力系統(tǒng)短周期儲(chǔ)能技術(shù)，其在電力系統(tǒng)中的價(jià)值也更多體現(xiàn)在電力輔助服務(wù)層面。在國(guó)外，成熟電力市場(chǎng)環(huán)境下電儲(chǔ)能往往通過(guò)輔助服務(wù)（調(diào)頻、備用等）獲得收益；在國(guó)內(nèi)，盡管電力市場(chǎng)建設(shè)處于過(guò)渡階段，市場(chǎng)化程度有限，但部分輔助服務(wù)市場(chǎng)機(jī)制仍可體現(xiàn)電儲(chǔ)能靈活參與系統(tǒng)服務(wù)的功能價(jià)值，參與輔助服務(wù)市場(chǎng)已成為電儲(chǔ)能應(yīng)用主要收益來(lái)源。

01

電儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)面臨的問(wèn)題

      雖然市場(chǎng)關(guān)注度與日俱增，但目前國(guó)內(nèi)電力輔助服務(wù)市場(chǎng)還難以對(duì)電儲(chǔ)能等新型靈活性資源形成有效激勵(lì)，電儲(chǔ)能參與電力輔助服務(wù)面臨機(jī)制、成本、監(jiān)管等方面問(wèn)題。

      定價(jià)機(jī)制

      雖然江蘇、廣東、福建、甘肅、山西、華北、蒙西等地已明確儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)的市場(chǎng)定位和按效果付費(fèi)的基本原則，但就全國(guó)而言仍然缺少儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)的并網(wǎng)管理規(guī)范，現(xiàn)有交易、調(diào)度平臺(tái)以及計(jì)量、結(jié)算體系也尚未與之充分匹配，且現(xiàn)行電價(jià)機(jī)制下，電儲(chǔ)能收益也存在較大不確定性。

      調(diào)峰方面，南方電網(wǎng)對(duì)電力機(jī)構(gòu)直接調(diào)度的儲(chǔ)能電站提供的調(diào)峰服務(wù)按0.5元/千瓦時(shí)給予補(bǔ)償；新疆對(duì)根據(jù)電力調(diào)度機(jī)構(gòu)指令進(jìn)入充電狀態(tài)的電儲(chǔ)能設(shè)施所充電的電量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為0.55元/千瓦時(shí)；山西省對(duì)獨(dú)立儲(chǔ)能電站市場(chǎng)交易申報(bào)價(jià)格參考現(xiàn)貨市場(chǎng)火電機(jī)組深度調(diào)峰第四檔區(qū)間0.75～0.95元/千瓦時(shí)。若以鋰電池儲(chǔ)能電站0.5元/千瓦時(shí)的單次充放電成本，僅從調(diào)峰單價(jià)看電儲(chǔ)能參與部分地區(qū)調(diào)峰輔助服務(wù)已具備一定經(jīng)濟(jì)性，但考慮到系統(tǒng)調(diào)峰需求存在明顯的季節(jié)性差異，電儲(chǔ)能實(shí)際能夠參與調(diào)峰的頻次取決于系統(tǒng)需求，較高的調(diào)用不確定性增大了儲(chǔ)能電站的投資風(fēng)險(xiǎn)。

      調(diào)頻方面，山西、廣東等省于2018年進(jìn)行了AGC輔助服務(wù)的競(jìng)價(jià)市場(chǎng)改革，調(diào)頻收益直接取決于調(diào)頻執(zhí)行效果（性能）和調(diào)頻的貢獻(xiàn)量（里程），但調(diào)頻收益的具體計(jì)算方式仍在不斷完善過(guò)程中，而具有較高調(diào)節(jié)質(zhì)量的電儲(chǔ)能顯然對(duì)價(jià)格政策的變化較為敏感。此外，電儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)仍存在一定技術(shù)門檻，如東北、新疆、福建、甘肅部分省區(qū)對(duì)于參與調(diào)峰交易的電儲(chǔ)能設(shè)施提出了10兆瓦/40兆瓦時(shí)的最小充電規(guī)模要求；華北第三方獨(dú)立主體調(diào)節(jié)容量不小于2.5兆瓦時(shí)、充放電功率不小于5兆瓦；江蘇充放電功率10兆瓦、2小時(shí)以上的儲(chǔ)能電站可以直接注冊(cè)調(diào)頻市場(chǎng)成員。綜合能源服務(wù)商匯集單站容量5兆瓦，總?cè)萘?0兆瓦、2小時(shí)以上的可以注冊(cè)市場(chǎng)成員。與之相比，美國(guó)PJM市場(chǎng)準(zhǔn)入門檻僅為0.1兆瓦，且將調(diào)頻服務(wù)分為響應(yīng)較慢的傳統(tǒng)調(diào)頻（A）信號(hào)和快速響應(yīng)的動(dòng)態(tài)調(diào)頻（D）信號(hào)，調(diào)頻資源可以根據(jù)其調(diào)頻資源的性能和商業(yè)策略選擇響應(yīng)不同類型的性能。隨著我國(guó)可再生能源滲透率的不斷提升，電力輔助服務(wù)需求也將相應(yīng)增加，與之相匹配的高時(shí)空顆粒度電力現(xiàn)貨市場(chǎng)環(huán)境對(duì)電儲(chǔ)能而言也至關(guān)重要。

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