华北电力大学  IEEE PES（中国区）储能技术委员会储能市场与规划分委会 秘书长 郑华  出席论坛并发表主题演讲—— 《共享储能参与辅助服务模式与趋势分析》

 

以下为演讲实录：  

 

下面由我给各位领导和专家汇报一下《共享储能参与辅助服务模式与趋势分析》。

我通过四个方面做分享，我国能源领域的“碳达峰、碳中和”的主要途径是构建以新能源为主的新型电力系统。2022年，我国部分省份的新能源装机占比超过50%，部分时段的发电出力占比已达到60%、70%。在这样的条件下，电力系统中会面临非常多的平衡新问题。

 

大家看到的2021年9月底到11月期间全国的大规模限电现象，是由新能源发电量不足引起的。这么多的新能源装机，路上新能源的可实际有效出力或可信出力极端时只有不足2%-10%。海上风电，前段时间南方电网公司也做过实验，它的可信容量基本在5%以下。这是一个很可怕的数字。同样，去年8月，水电大省四川严重缺电。这是未来我国新型电力系统的两个主要形态：一个以火为主，一个以水为主，都出了问题。这意味着在未来以新能源为主的电力系统里，必然面临带来非常多的新挑战。而这种挑战是什么？就是新型电力系统的灵活性问题。

 

我们需要注意到“灵活性资源因新能源而兴”的同时，还需要注意到新能源也必须在电力市场中去生存。同样，各类灵活性资源也必然通过电力市场来变现。简单概括而言，“灵活性资源因现货市场而赢”。

 

这两年行业主体，包括政府、科研机构、产业一直说的盈利或商业模式的问题，它的根儿就在这个地方，大家要更多注意地关注到电力市场方面的问题。

 

对于新型储能，因为新能源有了这么多量之后，会带来两个大的变化：一是更小时间尺度的波动性，一是更大时间尺度的能量时移性（调峰缺口）。这两点对于整个电力系统来说，其实可以看三类事：

 

（1）短时高频。主要是飞轮、超容等功率型储能，解决短时间尺度的惯量、一次调频、二次调频的问题。给大家举两个数字，在东北这个地方，一次调频一天大概50-150次，西北是一次调频调用量2000次左右，这不是一个数量级。二次调频以前的指令间隔由5分钟、3分钟、2分钟、1分钟，现在部分地区变成了30秒，相当这一天里面大概有2000多次。这客观反映出了实时平衡压力非常大，这就是短时高频场景里面为什么需要这种灵活性的根本性原因。

 

（2）中时高频。主要是锂离子和钠离子。2021年，锂离子电池占新型储能92%（装机占比），2022年锂离子电池占比降到85%左右，一方面意味着新型储能正朝着多元化的方向发展，另一方面锂离子电池的问题正由其他类型的储能进行一定的替代，包括安全问题、寿命问题、经济性等问题。这些问题成为行业一直在探讨的事情，包括在金桥开了国内第一次储能消防安全会议，消防所四大所都来了，未来在储能消防安全问题会出台一系列标准与规范解决现在的安全痛点。

 

（3）长时低频。主要是液流储能、压缩空气等长时储能。2021年下半年出现的限电和2022年8月份出现的限电都是缺电量的问题，“十四五”还会出现，并会由现在500万的缺口向800万甚至1000万缺口发展，时长由一个小时向两个小时和三个小时，甚至个别省份超过四个小时发展。因此，需要更多长时储能参与其中，这也就是为什么去年欧洲比尔盖茨成立了长时储能委员会，这个问题是新型电力系统必须面临的。

 

从这几年新型储能的发展与演变来看，出现五大特征：

 

1、产业规模化

 

2、装机大性化

 

3、政策体系化

 

4、技术多元化

 

5、模式趋同化

 

我重点说两个问题。

 

问题1：技术多元化。刚才说到有92%变到85%，一个占比的变化体现了不同技术体系的丰富，刚才给大家举例子，去年光一个月我给投融资机构讲的课20多次，大家要投储能，要抢这个赛道，但是大家要看到这个赛道有多少空间需求和政策支持。

 

问题2：储能趋同化，指储能必须要通过电力市场来变现，不是需要出台一个特殊政策扶持。新能源汽车已经走十年的路了，不可能再走补贴的路，补也补不起。各主体要通过电力市场来变现，也就是前面说的“灵活性资源因现货市场而兴”。

 

从主流趋势上来看，源侧、网侧的储能主要以共享储能为主，共享储能这块基本占了主体上的85%左右，2022年，新增新型储能7.3GW@15.9GWh，绝大多数都是共享储能这种形态。

 

用户侧储能最具有空间想象力，昨天看到有些朋友在闭门会上提出要做用户侧开发，越来越多的市场具备了开发的可能性。虽然现在电力市场运营规则并不完完善，但是这个市场是非常巨大的，是非常可以有想象力的市场。

 

从政策来看，去年出台了600余个相关文件，而这600多个文件中绝大多数说的是什么？除了强配以外，重点就是新型储能参与电力市场、辅助服务的市场机制问题，这是核心。对于灵活性资源来说，需要通过电能量现货、辅助服务来实现价值与收益。

 

到目前为止，我国26个省市新型储能规划总规模约为67GW，远远超过了国家能源局公布的“十四五”目标30GW的量。所以，这个产业会有很多新赛道的出现，有很多新机遇的出现。

 

2021年12月21日，国家出台顶层设计文件“新版两个细则”（60号文和61号文），其中61号文专门是讲面对新型电力系统的电力辅助服务的。这个文件出台以后，有很多业界朋友找，新型储能的未来市场到底怎么样，未来有多大空间？这是到目前为止有四个区域市场，江苏和山东省分别出台了相应的实施细则。产业界很多人不清楚“新版两个细则”到底是干什么的？简单来说，“新版两个细则”是定框架的，是顶层设计，未来有一部分商品要实现市场化，还有一部分是没有办法实现市场化的，没有办法实现市场化的就由“新版两个细则”来管。

 

（如图）这个图的含义，深色表示新型储能可以参与的服务品种，比如新型储能可以参与华北一次调频、二次调频、转动惯量、无功服务。在应急响应这个地方，华北没机会，在市场规则里面没有允许新型储能做这个事情。

 

这个小红点代表你必须提供的责任或义务，即必须具备的功能。这个功能可能有钱也可能没有钱，比如华北一次调频是储能的义务，你必须要提供一次调频功能，它没有钱，对于储能来说不是一个有效市场。在这个列表里会看到并不是所有的市场都对新型储能是友好的，我们要知道哪些市场可干，哪些市场不可干，就要研究“新版两个细则”及其实施细则。

 

还有一个差异，在这里面会看到新型储能能干的事不是三大类都可以的，总体来看主要以有功服务为主，而无功服务和应急服务还是算不过来账的，因为那个钱很少。比如浙江的无功服务只有几十块钱/兆乏，折合下来就是几分钱，因此新型储能没有必要参与这个事情。所以，现阶段我国新型储能主要参与的就是有功平衡服务。

 

第二，新型储能常规化。这个道理刚才给大家说了，新型储能不要老想着有特殊的渠道、特殊的模式，大家不要这样想，测算的时候也不能这么做，因为实际的市场可能不支持这个事情。

 

另外，未来新型储能的收益模式就是多品种叠加。之所以大家说储能收益特别差、特别不好算，因为只让他承担了一项任务，你当然算不过来账。未来是允许储能可以干多个活，有多个收益，这个才是储能需要走市场化的必然之路。

 

第三，就是分摊机制上呈现“两极分化”，原来羊毛出在羊身上，越来越多省份的羊毛出在了用户侧身上，即辅助服务成本由发电侧分摊向用户侧分摊转变，这是一个大趋势，意味着未来成本疏导方面上有更多机制和方案。另一方面，也有个别省份走的是新能源承担新型储能的调节成本，比如山东，理由是既然主要的系统调节需求是新能源造成的，相应的成本也应当由新能源承担，如惯量、一次调频、二次调频服务等。

 

这是到目前为止，深颜色是国内出台了现货市场运营规则的省份，包含了第一批和第二批试点，黄色是出了规则还没有进行示范的省份，加在一起总共有20个。未来新型储能是一定通过现货市场走的，而储能更多需要考虑怎么参与这个市场，怎么从市场上把钱赚回来，这是核心逻辑，不要老想着有补贴。现在各地出台的专项扶持政策，最多就是三年，仅三年无论如何算不过来账，因此不能靠着补贴作为我们去生存的基本逻辑。核心的逻辑是通过市场，所以做储能必须知道这个区域或者这个省电力市场运营规则，怎么样报价、怎么样出清、怎么样结算，有多大的现货空间让你套利，有多少的辅助服务空间让你参与，要去深入研究这个问题。

 

从新能源来说，“灵活性资源因新能源而兴”，但必须要搞清楚新能源在未来参与的市场有多少。到目前为止，新能源参与现货市场的比例大概只有电量的10%，未来会再扩，它一旦扩了之后，现货市场的波动性更多，我们需要的平衡要求更高，新型储能发挥的余地也更大。从这个角度上来看，需要更多关注两套体系文件。

 

从商业模式方面，我们先说“源侧”，所谓的源侧或者表后业务指发电侧计量关口表后面的新型储能，而不是接入到公共PCC的那部分部分，这部分叫共享储能，所以源侧的储能就干源侧的事。

 

广州上周刚出台一个文件，新型储能参与电力市场方面的，源测表后业务明确为与发电厂一体化运行和运营，而表前的作为独立主体参与市场。所以不能按照475号文出台的办法操作，非独立转独立不具备操作性，比如事故责任不好区分，正常的计量都会变得复杂。

 

从源测整个逻辑上来看，主要如图两种，主要途径就是需要去考虑怎么一体化：（1）要提升传统机组的运营性能。（2）要改善新能源并网的不友好性。这是需求的根本，所以会产生两个典型的东西：一个是山西的火储联合调频，广东、山西、华北等也出台过类似的办法。所以，源侧部分来说，主要就是火储联合调频，大家能算过来账的，这是一个，但是它的寿命是有问题的，大家看到2-3年基本挂掉了。还有刚刚出台的广州一体化运营模式，去改善新能源的并网性能与运营能力，需要联合从市场中套利，才能发挥新型储能的真正价值。

 

这是两类案例，一个是荷兰阿姆斯特丹的，一个是加州的，它就两条东西，一个是改变新能源的并网性能，二是跟新能源一起参与竞价，从而提高竞争能力和履约能力。国内，目前来说，大家会看到今年陆陆续续各省出台相关的文件，就是新能源并网性能的检测和并网的性能要求，更细化的文件标准。大家要特别留意你所进入的那个市场里面电网公司的并网要求，对EPC方、产品商等带来比较多的影响，并且各省的要求会有一定差异。

 

网侧来说，PCC点以外，并入到电网公司资产这一部分，这是独立储能或共享储能。跟新能源一起打包的就是共享储能。网侧的两种场景：一个是电网功能替代，这个事情不要与独立储能或共享储能混为一谈，因为这是电网公司干的事情，不是第三方能干的，因为它要替代电网中的部分资产，一旦替代之后，对市场中的竞价、出清、报价会产生影响，所以这是很慎重的事情。在国外，电网功能替代其实立法过程中非常困难，我个人也不支持这件事情，你既是裁判员又是运动员，在规划不完善的条件下第三方根本没法参与这个市场。

 

共享储能是我2018年在青海提出来的。做一个新的商业模式出来，要破很多现有制度。因此，在现有制度框架下，需要遵照现有政策允许的边界去干允许的事情，不要总想着突破什么，在中国这是很关键的事情。为什么要大家研究市场规则，这是非常重要的事情，要懂法，不能犯法。

 

这是几个商业模式：

 

（1）青海模式：弃电市场化交易+电网调峰。

 

（2）甘肃模式：调峰容量市场+AGC市场，可以在一天里面不同时段实现多种功能，可以做调峰也可以做调频，这是我主要推崇的商业模式，未来更多的省份会做甘肃的商业模式。

 

（3）山东模式：山东首先第一个做了储能参与现货，但是现货做下来并没有那么美好，还是比较骨感的，只是靠容量电价做这个事情是不长久的。我个人认为共享储能解决的问题是与新能源共赢的问题，现在的容量租赁仅在新能源去薅羊毛，而薅完羊毛之后并没有给新能源带来任何好处。正确的方式是应该给他改善并网性能和提升运营能力，比如新能源的一次调频、二次调频和弃电的场景，而这些场景需要有新的调用方式和商业模式来实现的，而不是简单的租赁费用的问题，这是解决不了问题的本质的。

 

（4）广东模式：浙江新型储能参与中长期交易是我们在做的，但是现在没有批，广东先了一步，储能可以参与中长期+现货+辅助服务。什么意思？你的储能作为一个独立市场主体可以进入整体市场了，根据你的需要或策略去进行运营盈利、进行运行操作。

 

典型的市场案例有两个：一个是华能英国门迪的，主要盈利模式有6个，其中通过DC服务赚取90%的收益。另一个是甘肃瓜州的项目，可以看到调频的收入、调峰的收入。从这里面可以看到，未来一定要发挥储能快速调节的性能和多功能叠加。

 

储能可以分身，可以一机多用，这才是储能价值的核心逻辑。从它的基础影响、特殊影响和收益上来看，都有新的商业创新。我相信在未来的市场里面会有更多新能源的需求，同时会创造新型储能的更多价值。

 

荷侧不展开，这里面的商业逻辑非常广泛。从我们的逻辑上来看，荷侧要分行业、分用户，要研究它的特性、研究它的功能定位，这个能做很多事情，但也并不是那么容易的事情。

 

主要的商业模式上来看有三种：

（1）最早是华北VPP（聚合），基本只是做需求响应。

 

（2）广州最新出台的是一体化的，这个逻辑不一样，广州和华北不一样，不是虚拟电厂的问题，因为它可以允许一体化报价和允许一体化去参与电能量批发市场的，这个和需求响应不是一回事。而且，它还包含单体情况，对于大用户影响较大。

 

（3）浙江台区储能，简单来说是源侧共享储能在荷侧的应用，但是这个逻辑不太一样。因为台区储能接入点还是电网公司的资产，不是用户资产，而用户资产在配网侧接入的时候有很多制度障碍，它的难点在这个地方，而不是在商业逻辑上。

 

国内和国外的简单对比，不详细讲。简单来说，国内以一体化更多，独立更少一点的方式在做，这是正道；另外，大家还要研究的是电力市场运营规则，这是必须考虑的。

 

这是到“十四五”末国内现货市场进展图，图里面有三个点大家必须要注意。

 

第一，新型储能参与多层级现货市场

 

（1）新能源入市的速度。

 

（2）省级和区域级现货市场协同和辅助服务市场交易机制的协同。大家关注两个市场：一个是南方电力市场，另外一个是西北电力市场。你把这两个市场搞明白了，全国基本都可以了。

 

（3）辅助服务机制长效化。

 

入市有风险，储能进入现货市场跟炒股票一样，这是个一个高技术含量的市场，不能光说市场好，跟你有资源做资源对接完全不是一个事情，因为它属于高频交易，高频交易中需要有很多技术手段和人才来实现。

 

我们看到从今年2月份开始，很多现货市场省份的售电公司开始退出了，为什么？玩不下去了，仅靠资源没有办法在现货市场长期做。

 

第二个，混合储能。以前的储能基本是单一类型的，但是从去年下半年开始出现了一个比较大的动向就是电站规划的锂离子不再是0.5C，也不是只有1C，是0.5+1C做了，这意味着可以实现多种功能，这是非常重要的。我们测算了一下，基本你在不同配比条件下，单位造价增加其实很少，成本增加只有5-10%，但是收益有20-30%的增长，这是不一样的，大家可以好好研究这个事情。

 

第三，我们要看到未来高频交易条件下必须要有专业的运维和运营团队做，这是不可缺少的事情。

 

我分享到这里，谢谢各位！