輔助服務市場化大勢所趨，各地推進加速。近年來，在新能源發(fā)電和電力負荷越發(fā)復雜的驅(qū)使下，我國電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力的提升需求已經(jīng)非常迫切。隨著電力輔助服務規(guī)模的快速提高，原有的輔助服務定價機制，已經(jīng)很難在促進輔助服務供給和控制成本上實現(xiàn)平衡。因此，市場化輔助服務將成為大勢所趨，也與國家政策推進方向一致。結(jié)合電力市場化交易改革情況看，輔助服務市場化是為電力交易的深化鋪路，率先將電網(wǎng)穩(wěn)定調(diào)節(jié)工作市場化。調(diào)頻市場日益增多，“火電+儲能”調(diào)頻市場繼續(xù)爆發(fā)。在調(diào)頻市場建設(shè)的預期下，相關(guān)地區(qū)的“火電+儲能”

項目的需求日益增多。2017年，“火電+儲能”調(diào)頻項目屈指可數(shù)，而今年全國項目數(shù)量已經(jīng)增加至30個。隨著此次廣東調(diào)頻輔助服務市場的正式運行，以及可預見的華東地區(qū)的調(diào)頻輔助服務市場，未來“火電+儲能”的調(diào)頻模式料將會更多地出現(xiàn)。

儲能需求爆發(fā)式增長，調(diào)頻市場化改革各地推進加速

今年以來“火電+儲能”調(diào)頻、電網(wǎng)側(cè)儲能(河南、江蘇)、新能源發(fā)電配套(新疆、青海)等儲能項目呈現(xiàn)爆發(fā)態(tài)勢，對于鋰電池需求帶來了很大的邊際變化。我們預計全年單我國鋰電池儲能裝機有望超過1GWh，而2017年我國新增投運的電化學儲能裝機量僅有390MWh，且今年的儲能增量均來上述提到的三個全新領(lǐng)域，我們預計今年有望看到儲能裝機量的爆發(fā)式增長。

一、輔助服務市場化大勢所趨，各地推進加速

2018年8月2日，南方能監(jiān)局引發(fā)了《廣東調(diào)頻輔助服務市場交易規(guī)則(試行)》(以下簡稱《規(guī)則》)的通知，2018年9月1日啟動試運行并正式開始結(jié)算。廣東省調(diào)頻輔助服務市場于2017年12月開始模擬試運行，經(jīng)過近9個月的試運行后，今年9月起將開始正式運行并啟動結(jié)算。

電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力的提升需求已經(jīng)非常迫切，隨著電力輔助服務規(guī)模的快速提高，原有的輔助服務定價機制，已經(jīng)很難在促進輔助服務供給和控制成本上實現(xiàn)平衡。市場化的電力輔助服務機制，是可以最大限度的優(yōu)化資源配置、控制電網(wǎng)調(diào)節(jié)服務成本的措施，可以充分發(fā)揮出市場在資源配置、合理定價方面的作用。因此，市場化輔助服務將成為大勢所趨，也與國家政策推進方向一致。結(jié)合電力市場化交易情況看，輔助服務市場化改革是為電力交易的深化鋪路，率先將電網(wǎng)穩(wěn)定調(diào)節(jié)工作市場化。

二、調(diào)頻需求日益提升，市場化改革倒逼低成本調(diào)頻需求

(一)調(diào)頻服務規(guī)模不斷提升，市場化改革優(yōu)化資源配置、控制補償成本

電網(wǎng)規(guī)模、負荷結(jié)構(gòu)日趨復雜，調(diào)頻需求日益提升。電網(wǎng)頻率的穩(wěn)定性并不是孤立的，而是與電力系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)息息相關(guān)。在華東、南方區(qū)域，電網(wǎng)最大負荷日益增加，電網(wǎng)結(jié)構(gòu)日趨復雜，這都對電網(wǎng)的穩(wěn)定運行帶來了挑戰(zhàn)。華北地區(qū)，因為京津冀電網(wǎng)的高質(zhì)量標準，加之張家口地區(qū)新能源滲透比率的提升，使得對山西、內(nèi)蒙及河北地區(qū)的火電調(diào)頻質(zhì)量提出了高要求。這些地區(qū)是目前我國調(diào)頻輔助服務需求最大的幾個區(qū)域。

電網(wǎng)頻率變化是電網(wǎng)功率不平衡的累計結(jié)果。大型同步發(fā)電機是我國電力系統(tǒng)的主要電源形式，其轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速與發(fā)電頻率密切相關(guān)。而轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速的變化，主要由于其動能的變化，當轉(zhuǎn)子的輸入能量(機械能)與輸出能量(電磁能)不一致時，就會影響其自身的動能，造成了轉(zhuǎn)速變化，進而改變了發(fā)電頻率。因此，電網(wǎng)頻率變化實際上是電網(wǎng)功率不平衡累計的結(jié)果，需要不斷的通過“調(diào)頻”進行不斷地修正。

一次調(diào)頻是基礎(chǔ)，二次調(diào)頻是電力系統(tǒng)功率平衡的關(guān)鍵。對于單個機組而言，只要保證了自身轉(zhuǎn)速即可實現(xiàn)基本的頻率穩(wěn)定，但是對于大電網(wǎng)系統(tǒng)機組自身的一次調(diào)頻是無法滿足需要的。大電網(wǎng)頻率穩(wěn)定需要調(diào)度中心協(xié)調(diào)全部機組的出力，來不斷地調(diào)節(jié)系統(tǒng)的頻率，通過“二次調(diào)頻”穩(wěn)定電網(wǎng)頻率。從效果看，“二次調(diào)頻”是調(diào)度中心實時調(diào)整所轄機組的出力大小來實現(xiàn)的。因此，“二次調(diào)頻”的本質(zhì)是“自動發(fā)電控制”，簡稱AGC。

(二)調(diào)頻性能影響補償費用與市場報價排序，刺激儲能輔助調(diào)頻裝置需求

調(diào)頻性能成為影響補償價格的因子。根據(jù)《規(guī)則》，調(diào)頻里程補償費用由調(diào)頻里程、調(diào)頻結(jié)算價格、綜合調(diào)頻性能三者計算得出。而其中的綜合調(diào)頻性能的主要因子為調(diào)節(jié)速率、響應時間和調(diào)節(jié)精度。此外，在報價相同的機組間，性能優(yōu)異的優(yōu)先調(diào)配。所以，火電機組的調(diào)頻性能將會成為電廠重點關(guān)注的目標。一方面，直接影響了最終獲得的補償費用;另一方面，也將影響主體在市場參與中的報價排序。因此，鋰電池儲能輔助調(diào)頻系統(tǒng)有望成為煤電廠的青睞，用以輔助煤電機組優(yōu)化調(diào)節(jié)性能。

通過《規(guī)則》中隊調(diào)頻性能的規(guī)定，以及對于市場排序價格的定義，調(diào)頻性能越高的發(fā)電單元，其在市場報價中的排序位置會更具有優(yōu)勢，同時，其獲得的補償費用也將更多。《規(guī)則》文件中，還對各類發(fā)電單元的標準調(diào)節(jié)速率、響應時間等做出了規(guī)定。其中，火電機組AGC相應時間應小于1分鐘，水電機組AGC的響應時間應小于20秒。

煤電AGC機組成本較高、性能差，水電AGC成本較低、資源有限，儲能調(diào)頻最為靈活。火電機組正常AGC運行中，一方面影響了其最優(yōu)發(fā)電曲線，導致其經(jīng)濟性下降。另一方面，由于AGC指令的頻繁反復變化(平均1——2分鐘變化一次)，使得機組的燃料、給水、送風等各控制量也大幅來回波動，此時雖然主汽壓力、溫度等被控參數(shù)較為穩(wěn)定，但會造成鍋爐水冷壁和過熱器管材熱應力的反復變化，容易導致氧化皮脫落，大大增加了鍋爐爆管的可能性。

因此，火電機組AGC的機會、運維成本、折舊成本都非常大。而水電控制環(huán)節(jié)較少，調(diào)頻性能也與火電機組相差不多。但是水電受限于資源問題，其靈活性也受到了一定限制。鋰電池儲能系統(tǒng)通過電力電子裝置，控制環(huán)節(jié)最為簡單，因此其控制性成本也最優(yōu)。

(三)獨立儲能電站有望參與市場，費用繳納主體范圍擴充

1、儲能裝置、獨立儲能電站有望參與調(diào)頻輔助服務市場。

根據(jù)《規(guī)則》對調(diào)頻輔助服務提供者的規(guī)定，允許第三方輔助服務提供者與上述發(fā)電單元聯(lián)合作為調(diào)頻服務提供者;第三方輔助服務提供者指具備提供調(diào)頻服務能力的裝置，包括儲能裝置、儲能電站等;允許由省級及以上電力調(diào)度機構(gòu)調(diào)管的獨立第三方輔助服務提供者作為調(diào)頻服務提供者，相關(guān)實施細則另行制定。

根據(jù)2018年1月南方能監(jiān)局出臺的《南方區(qū)域電化學儲能電站并網(wǎng)運行管理及輔助服務管理實施細則(試行)》，2MW/0.5小時級以上的儲能電站可以作為獨立主體并網(wǎng)并提供輔助服務，并且明確規(guī)定儲能電站獨立參與輔助服務市場的，按照市場規(guī)則開展，對應的品種不再按本細則進行補償。我們認為，南方能監(jiān)局這兩份文件已經(jīng)對儲能電站參與并網(wǎng)進行了詳細的規(guī)定，廣東省已經(jīng)具備了獨立儲能電站參與調(diào)頻市場的制度基礎(chǔ)。2、六類主體繳納補償費用，費用來源延伸至市場化交易電力用戶。

《規(guī)則》中規(guī)定了六類補償費用繳納者：1、省調(diào)及以上直接調(diào)度的并網(wǎng)發(fā)電廠(除去抽水蓄能、BOT電廠);

2、地調(diào)及以上直調(diào)的30MW及以上風電場、10kV及以上并網(wǎng)的集中式光伏電站，容量2MW/0.5小時及以上的電化學儲能電站，自備電廠;3、南方區(qū)域內(nèi)以“點對網(wǎng)”方式向廣東送電并接入南方電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)頻控制區(qū)的電源;4、基于政府間框架協(xié)議送廣東年度計劃外的省間市場化送電電量;5、按國家核定輸配電價參與廣東電力市場化交易的電力用戶;6、其他需要繳納的費用主體。起步階段，只有第1、2、3、4規(guī)定的主體按照發(fā)電量繳納。我們認為，輔助服務費用從原有的電源側(cè)分攤，逐步向電力用戶側(cè)分攤是電力市場改革的重要標志，這意味著廣東省與電力現(xiàn)貨市場相配合的輔助服務體系已經(jīng)逐步成型。維護電網(wǎng)平衡的輔助服務費用將會有所有電網(wǎng)主體征收，有望大幅減輕電源側(cè)的補償費用繳納規(guī)模，進一步刺激輔助服務提供積極性。

三、儲能需求爆發(fā)式增長，全年儲能鋰電池需求有望突破1GWh今年以來“火電+儲能”調(diào)頻、電網(wǎng)側(cè)儲能(河南、江蘇)、新能源發(fā)電配套(新疆、青海)等儲能項目呈現(xiàn)爆

發(fā)態(tài)勢，對于鋰電池需求帶來了很大的邊際變化。2017年，“火電+儲能”調(diào)頻項目屈指可數(shù)，而今年全國項目數(shù)量已經(jīng)增加至30個，并且下半年將會密集開工一批項目。以山西為例，2017年項目數(shù)量僅為3個，今年已有12個。從區(qū)域范圍來看，已規(guī)劃出臺調(diào)頻輔助服務市場包括有華北區(qū)域(山西、京津唐)、廣東，兩個主要區(qū)域，此外華東區(qū)域也大概率在下半年推出市場化。目前，山西、內(nèi)蒙(華北電網(wǎng)區(qū)域部分)、廣東等省份的“火電+儲能”調(diào)頻項目陸續(xù)落地，市場望繼續(xù)爆發(fā)。

我們測算，今年火電儲能調(diào)頻項目對于鋰電池的需求在100MWh左右、電網(wǎng)側(cè)儲能項目已有300MWh、新能源配套已有項目200MWh左右，如果下半年進一步增加，我們預計全年單純鋰電池儲能項目就有接近1GWh左右。而2017年我國新增投運的電化學儲能裝機量僅有390MWh，且今年的儲能增量均來上述提到的三個全新領(lǐng)域。因此，我們有望看到今年儲能需求的爆發(fā)式增長。