储能市场化应用该如何推广?监管局发布的《实施细则》存在问题?

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能是能源行业近期的热点技术和产品,储能的市场化应用未得到较好推广,近期南方能源局发布的《南方电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》对储能的市场化推进未必是灵丹妙药。

南方区域电化学储能电站参与电力市场辅助服务政策

《南方区域电化学储能电站参与电力市场辅助服务政策》第二十条规定:根据调节容量、调节电量,对储能电站提供的AGC服务实施补偿,这个补偿完全参照之前发布的《南方区域并网发电网辅助服务管理实施细则》的标准来执行,即《细则》第十七条:根据调节容量、调节电量,对并网发电机组提供的AGC服务实施补偿。

储能市场化应用该如何推广?监管局发布的《实施细则》存在问题?

另外,《政策》第二十一条表明:储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的,按其提供充电调峰服务统计,对充电电量进行补偿,具体补偿标准为 0.05万元/兆瓦时,即5毛钱一度电。

广东电力系统简介

1、电源结构

储能市场化应用该如何推广?监管局发布的《实施细则》存在问题?

广东电力系统的电源结构有以下几个特点:

装机中煤机占比高:截止2017年底,广东统调装机容量1.07亿千瓦,其中,燃煤机组是广东的主力电源,装机占比达54%。

受西电比重大:2017年西电最大送电3496万千瓦,约占最高统调负荷的1/3,对全省电力平衡以及潮流分布影响较大。

省内快速调节资源紧张:水电装机容量小,快速调节困难。

2、安全稳定特性复杂

广东电力系统运行的安全稳定特性较为复杂:

最大的交直流并列运行受端大电网:8交9直西电东送大通道,直流落点集中在珠三角,交直流相互影响突出,调控难度大。

电源与负荷分布不平衡,潮流大范围转移:电源主要分布在粤东西北,负荷集中在珠三角,占全省负荷的74%,省内主网呈“西电东送、北电南送”的格局,潮流大范围转移,通道长期压极限运行,阻塞断面多。

台风、雷暴、火山等自然灾害频发,电网安全风险高。

按照《广东省能源发展“十三五”规划》,预计2020年:电源结构逐步优化,省内电源装机容量约1.34亿千瓦,其中:

煤电约6400万千瓦,占47.8%,比2015年下降11.2个百分点。

气电约2300万千瓦,占17.2%,比2015年提高2.6个百分点。

核电约1600万千瓦,占11.9%,比2015年提高3.5个百分点。

水电(含抽水蓄能730万千瓦时)1570万千瓦,占11.7%,比2015年降低2个百分点。

西电东送能力约4000万千瓦,比2015年提高500万千瓦。

3、 负荷特性

储能市场化应用该如何推广?监管局发布的《实施细则》存在问题?

广东电力系统的负荷具有以下三个方面的特点:

负荷水平高:2017年最高统调负荷10858万千瓦,同比增长8.5%。

峰谷差大:日负荷3峰3谷,高峰期峰谷比约0.6,最大峰谷差超过4000万千瓦,调峰困哪。

峰谷交替期负荷变化速率快:达到300万千瓦/分钟,调频难度大。

广东的调频辅助服务从2017年初开始,市场建设团队组织开展了南方(以广东起步)调频辅助服务市场的研究和建设,先后完成了交易规则编制、技术支持系统开发、市场宣贯培训等工作。

根据南方能监局关于组织开展调频辅助服务模拟运行的通知的要求,2017年12月18日,调频辅助服务市场正式启动模拟运行。

储能市场化应用该如何推广?监管局发布的《实施细则》存在问题?

目前市场整体运行良好,市场主体参与度逐步提高,市场最高出清价格不断下降,调频总费用整体呈下降趋势。

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