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按照《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43 号)规定,一次调频属于基本辅助服务,由发电机组义务提供,不进行补偿。
上月发布的《电力辅助服务管理办法》,虽然也提到基本辅助服务由并网主体义务提供,但并没有对服务品种进行硬性规定,这也为一次调频、基本无功调节等服务品种收费打开了一扇窗。山西省不愧为能源革命综合改革试点,率先在元旦前对《山西独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施细则(试行)》公开征求意见。
《电力辅助服务管理办法》对一次调频概念进行了扩充,指当电力系统频率偏离目标频率时,常规机组通过调速系统的自动反应、新能源和储能等并网主体通过快速频率响应,调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。快速频率响应由国网公司西北分布提出,2016~2017年完成试点验证,于2018年开展西北电网新能源场站快速频率响应功能推广应用工作。西北调控[2018]137号文从技术层面对快速频率响应进行了规定,提出了功能实现、试验测试、入网检测等各环节的要求,并给出了详细的性能指标。至于效果补偿、成本疏导等“钱”的问题,137号文就简单一句话:纳入“两个细则”管理,意味着免费提供。
独立储能不同于新能源场站,免费干活是不可能的。尤其是在调频领域,储能具有得天独厚的优势,燃气机组都不能望其项背。为此PJM专门设计了调频新产品:RegD,主要是由比如储能、可控负荷等资源提供,能够快速调节功率。截止2016年8月,PJM区域投运电网级储能占全美比例达到46%[1]。从市场效果上看,2017年,在所有资源中(包括煤电、水电、天然气、需求侧等),储能设备提供了PJM46.5%的调频需求[2]。近两年,FERC的841令、2222令也为储能参与更多市场、获取收益铺平了道路。
在诸多利好刺激下,美国储能市场装机增长迅速。根据 Wood Mackenzie Power & Renewables 最新的季度美国储能监测报告,2021 年第三季度,美国储能装机为1,140MW/3,515MWh,容量基本与2020年持平(1,464MW/ 3,487MWh),而2020年的数据又超过了2013 年~ 2019 年六年间的装机总量。欧洲、澳洲也有类似的情况。
我国储能要想取得健康发展,解决市场机制是根本,强配储能、共享储能终不是长久之计。事实上,最近两年出台的很多政策,比如第三方资源(包括储能)参与调峰、需求响应等,都是在进行这方面的探索。这次山西则更近一步,将原来免费提供的一次调频也纳入储能的收益范畴,值得点赞,。
该实施细则有如下要点:
1.竞价日(D-1日)组织市场交易,运行日(D日)可按照排序价格进行补充;
2.报价范围5~10元/MW;
3.一次调频容量需求,按照次日不具备一次调频能力的新能源场站预测最大发电出力的10%计算;4.市场出清根据各服务供应商的排序价格进行。将排序价格由低到高一次进行排序,直至满足一次调频市场需求。注意,此处的排序价格不是申报价格,而是申报价格除以历史调节性能指标。历史调节性能指标由响应时间、响应速率、响应精度三个子指标相乘得到。5.中标一次调频服务供应商按照其申报价格计算,计算其收益,即PAB模式(Pay-as-Bid),而不是边际价格。6.服务收益:取决于调节次数、调节性能、调节深度、申报价格;7.费用分摊:月度总分摊费用等于全月所有一次调频容量应获取的补偿收益之和,首先由“两个细则”中一次调频考核费用支付,不足部分由参与“两个细则”的发电企业按照当月上网电量进行分摊。
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