清华大学教授 钟海旺

　　2019年5月18-20日，中关村储能产业技术联盟、中国科学院工程热物理研究所举办“ESIE2019储能国际峰会暨展览会”，清华大学教授 钟海旺在会议上发言。

　　在主题论坛4：“储能参与与辅助服务市场(现货市场)价值实现”论坛上，清华大学教授钟海旺发表题为“储能参与电力市场的机遇与挑战”的演讲。

　　以下为发言实录：

　　钟海旺：尊敬的各位领导、各位嘉宾大家上午好，我是来自清华大学电机系的钟海旺，非常荣幸能有机会在这样一个论坛上跟大家分享研究的体会。

　　今天报告的题目是“储能参与电力市场的机遇与挑战”，这几天大家都非常关注的一个热点的新闻是广东现货市场开始试结算，广东电力市场从去年8月底开始进入模拟运行。在5月15号、16号这两天是广东的电力现货市场真正意义上迈入了一个历史意义上的里程碑，所以也受到了全社会各界的广泛关注，我今天的主题跟电力市场密切相关。

　　储能参与电力市场市场化价值分为三个方面：首先是容量价值，第二能量价值，第三辅助服务价值。容量价值比较容易理解，就是能够延缓发电装机的投资。因为能够起到削峰填谷的效果。另外在一些局部电网受阻塞的情况下，通过在用户侧投资储能，能够推迟输配电线路的建设，另外推迟配电设施的升级，现在很多校区装了电动汽车的充电桩，桩的限制更多的就是因为我们的配变电压器的容量不够所以我们要限制校区里面充电桩的安装的数量，紧急的容量支撑和减少基本电费的支出。

　　第二部分能量价值，目前在国内的用户侧储能应用场景里面最常用的是削峰填谷的套利，通过这个套利用户侧储能回收年限大概是7-8年左右的时间。可再生能源接入比例比较高的地区，可以通过储能的安装来增加新能源的消纳，减少弃风弃光的问题。另外能量偏差的调节，现在在电源侧的储能应用项目里面，我们通过活储的配合提升传统火电机组调频的性能，这也是一方面的应用。

　　第三个方面，辅助服务的价值，包括调峰、调频、备用、电压的支撑、改善电能质量和黑启动，这都是储能在电力市场环境下能够获得的一些价值。

　　随着我们国家电力市场建设的逐步的推进，我们的电力市场的交易品种，市场之间的协调配合也会变得越来越复杂，所以储能在这样的市场环境下就更应该研究如何去多市场的参与，联合运营的策略，这个是非常关键的一个问题。我们看一下目前全世界各个国家和地区，储能参与电力市场的现状。

　　首先看美国，一会儿还有刘主任更加精准的介绍加州的储能的一些应用的情况，这是美国联邦能源管制委员会(FERC)，2007年推出890法案为储能技术进入调频市场提供了基本的制度保障。

　　2011年推出755法案，解决了储能系统参与电网AGC调频获得合理赔偿的问题。

　　2013年推出784法案，为储能技术在辅助服务在全美境内推广奠定了法律基础。

　　2013年11月推出792法案解决储能并网的程序问题，首次将储能定义为小型的发电设备。

　　2018年2月份推出841法案，要求美国各大ISO/RTO，市场组织者、运营者要去修改电力市场规则，允许储能设备参与到批发市场的竞争当中。

　　主要抓手两个方面：

　　第一，在批发电力市场规则方面，要求修改和完善电力市场的规则，要打开市场的门槛。定义储能参与电力市场模式，降低储能参与电力市场最小规模的要求，允许储能并网，定义储能时长的要求等等一些性能的指标。

　　第二，在各个州政府政策层面主要制订采购的目标，最典型的就是加州颁布的AB2514和AB2868的法案规定在本州内到一定的年限，你要达到储能装机容量，要达到一个目标，将储能纳入综合能源规划体系内，进行统筹的规划。

　　现在美国我们分析的情况，以最典型的两个ISO，一个是美国东北部的PJM和美国西海岸加州ISO为例，PJM储能项目更多以功率型的应用为主，加州的储能项目更多以能量型的应用为主，为了解决可再生能源大量的并网产生的压指曲线的问题。PJM更多的储能项目是应用于调频，美国PJM调频市场还是非常的活跃，价格也比较高，储能参与调频市场回报，收益补偿是比较好的。

　　我们梳理总结了目前美国6个ISO加上英国、澳大利亚、德国等等一些市场对储能参与电力市场的要求。

　　比如储能资源容量的最低要求，普遍是0.1MW，必须超越0.1MW，才能参与投标和竞争，部分ISO要求更高，1MW或者5MW，这是根据储能在市场里面提供什么样的服务来去具体的决定的。

　　另外，储能参与电力市场的方式，主要目前还是以调频市场为主。一方面因为调频市场价格回报比较丰厚。另外储能的特性也决定了它参与调频市场会更加的适合一些。

　　对服务类型、准入条件、交易方式、服务的计量、定价机制和商业化的程度做了一些相应的对比的分析。整体上目前对储能参与AGC的调频是更多的。比如说美国的PJM不仅是两方面的收益，一方面你参与调频市场中标了以后保留这部分调节的能力。另外一部分实际被调度机构调用所产生的里程，这两方面的补偿，所以能够给储能的项目提供更多的经济的回报。

　　在引导储能投资模式方面，我们归纳为两类：

　　一类是市场的驱动，电力市场里面真的是有能够提供足够高的经济的激励的信号，能够让市场成员主动的投资储能。

　　第二类政策驱动，美国的州政府层面出台的一些法案，AB2514和AB2868要求加州到2020年储能的装机容量达到1.325GW，后面追加了500MW，达到1.8GW。通过政府比较强有力的政策的推动，好处就是能够快速的实现系统交付，能够在一定的时间年限内达到一定规模的装机。

　　我们以加州电力市场当中的EPIC项目里面的其中一个电化学储能的项目为例，在电力市场当中的收益，参与调频市场的收益主要分为5个部分，前面4个部分是正的，最后一个部分是要扣减的。主要是包括上调频和下调频的容量费用，预留的容量就要给你相应的补偿。

　　第二部分，你接受系统调度机构给你的指令，你真正去执行的这部分调节的能量，就是里程对应的费用。

　　第三部分，你自己调节的，并不是因为调度机构给你下达指令你去调节的，比如与你的储能系统自身的损耗，还有一些附带的负荷的波动，你的储能出力在变化，这部分也是给予补偿的。

　　最后一部分是扣减的，调度机构调动了，这部分要对收益进行一定的扣减，大概是这5方面的收益构成。

　　整体的项目示范从2013年9月份到2016年9月份运行下来，整体结论就是，参与调频市场的收益是最好的，参与能量的套利，参与备用容量的提供，这些都不足以满足储能系统项目的回报的要求。

　　调频更多要求是功率型的。这是EPIC其中一个电化学储能项目应用的曲线，我对你的利用更多的是短时的正负的调解，所以不需要你储存的时间很长，但是如果是能量型的应用场景，对储能时间会有更多的要求。

　　我们梳理了美国、欧洲、东亚、澳大利亚各个国家地区目前储能参与市场的机遇和示范的项目。由于时间关系就不细讲了。

　　我们看完国外的情况我们再来看一下国内的情况，这个是国内目前电网侧储能项目的一个比较典型的商业模式，是由电网公司提出需求，比如说我在某一个变电站或者在某一个区域需要安装配置一个储能，通过第三方的公司做项目的总承包商，他再跟各个电池和逆变器和能量管理系统和变压器等等各个设备的供应商之间再去进行招投标。整个储能项目的商业模式，主要还是基于租赁的方式来去给储能电站一个经济回报，这是基本的商业模式。目前在国网范围内的江苏、湖南、河南都陆陆续续有一些电网侧储能的项目在落地，在南网范围内主要是深圳的宝清和滩头这两个储能项目是由南方电网牵头做的电网侧储能的项目。国网范围内的，我们拿其中一个例子，是电网公司跟储能电站签8年的协议，规定了一个投资回报率，大概是6%-7%经营型的租赁合同，通过这个合同保障电网侧储能项目的经济可行性和回报。

　　这个项目，电网有了这样一个资产以后就可以利用它参与需求侧响应，满足电网调峰调频实际调度需求。当然现在也面临很大的政策上的争议，4月份发改委刚刚发布关于电网输配电定价征求意见稿，里面明确规定抽水蓄能、电化学储能不能进入电网的资产折旧，究竟是否合理，现在也是一个问号，我们给发改委反馈过意见，建议纳入电网里面，核心本质上还是为电网所用的，所以我们觉得应该要进入到电网的资产折旧。另外国内还有一些商业模式，在可再生能源接入比例比较高的，比如甘肃、青海通过储能电站的项目来促进可再生能源的消纳，在储能电站跟可再生能源电厂之间签订双边的交易，来去吸纳更多的新能源能够上网发电，这个也是一种可行的商业模式。2018年5月份国家批准在8个地区开展辅助服务市场的建设工作。各个地区均对储能和发电、售电同等的市场定位，在未来的辅助服务市场里面储能还是有很多的机会的。

　　接下来介绍一下电网侧储能相关的最新的研究，因为现在很多的争议，什么是电网侧储能，过去我们常常的观念按物理资产的所有权划分是电网侧储能，但是我们认为这样的划分可能不太合理，所以我们提出了一个新的划分的方式，只要接受电网的统一调度，发挥全局性、系统性作用的储能都应该纳入到电网侧储能的系统里面来，不管是电厂投的还是用户投资，只要功能是发挥电网的调峰调频，接受电网公司统一调度我们认为都应该视作电网侧储能，随着现货市场的建设，接受电网机构的统一调度是他参与电力市场的前提，必须接受电网的统一调度，这是具体的定义，电源侧、用户侧以及电网侧储能的我们认为比较合理的定义，如果电源侧或者用户侧的储能也有独立的计量，独立的控制通信和结算的单元，并且参与电网调节，我们认为也应该是。这样能够鼓励更多的全社会的资源投入电网侧储能，促进储能的发展。这是电网侧储能的功能分析，通过这样功能实现以下的价值，减少电网资产投资，消纳更多的新能源，维护电力系统稳定和黑启动。目前我们最后一部分介绍一下电网侧储能所面临的挑战，国内对储能身份定位尚不明确，不仅是国内的问题，现在全世界各个国家都在讨论，怎么界定它的角色?它是发电资产还是用户还是电网的设备资产?这个定位目前尚不明确。

　　另外政策上的不确定性带来的风险，还存在一定的未知性。电力市场的规则和体系有待完善和调整，目前我们国家的电力市场还在非常初期的发展阶段，未来规则和体系会有什么样的调整，也都存在不确定性。

　　各类价格和回报机制尚有待更透明的处理，比如电网侧储能能不能进入电网资产的折旧，能不能进入输配电定价里面，这个需要非常细致的研究和分析。

　　第二层面技术经济层面的挑战，我们现在储能的技术的进步和储能成本的下降的速度，其实也存在一定的不确定性，这也给我们很多储能项目的投资回报带来了一些挑战。比如说电池参与调频是非常适合的，但是频繁的充放电，而且是不满充不满放的情况下也会给电池带来非常大的损耗，减少电池的寿命。

　　展望未来2050年，右图红线是调频的价格，蓝线是备用的价格，黑线是能量/电能的价格，未来随着可再生能源大量接入，我们预期辅助服务市场价格将会急剧上升，电容量本身会下降。所以这是未来我们认为可能会出现的价格的变化的趋势。

　　第二方面，在这样的情况下，可能未来我们的传统电源的收益方式也会存在改变，可能未来火电机组就不靠发电挣钱了，可能更多的是靠参与提供辅助服务挣钱，包括储能更是靠参与提供辅助服务挣钱。也有问题，两个细则的补偿就存在这样的问题，因为我们补偿的金额，总池子是一定的，进入的成员越多，每个成员的利益就摊薄了，这也给我们未来带来很多的不确定性和挑战。

　　虽然我们存在很多的挑战，但是机会也非常多，预祝未来我们国家电网侧储能的发展能够有更加美好的明天。谢谢!