本文依据郑华教授在“中国新能源电力发展论坛暨新能源电站设计工程与设备选型会-储能应用与模式创新分论坛”的演讲《新型储能参与电力辅助服务模式与趋势分析》整理而成。
新型储能参与电力辅助服务模式与趋势分析
“双碳”背景下，我国电力系统正朝着以新能源为主体的新型电力系统转型迈进。到2060年，我国的新能源装机在总发电装机容量中占比将达到80%。
高比例新能源接入，将对电网的安全稳定运行提出巨大的挑战。大量具有波动性、不稳定性的新能源并网，将导致系统对灵活性调节资源的需求变得更为迫切。包括新型储能在内的灵活性调节资源将成为支撑未来新型电力系统快速发展的必需元素。
目前，我国储能进入了快速发展阶段，产业规模化、装机大型化、政策体系化、技术多元化、模式趋同化的特点正愈发清晰。2022年，共享储能成为新能源配储的主流模式、用户侧虚拟电厂关注度不断上升，超过26个省/市/自治区已经发布的储能相关规划显示，“十四五”期间，我国规划的储能总容量已达67GW。
无论政府还是市场，建立长效机制确保储能健康长久发展已经成为共识。持续推进中的电力市场改革，将为包括储能在内的灵活性资源实现更多价值创造机遇。中长期市场、现货市场、辅助服务市场，尤其是辅助服务市场，正是长效机制中最热点的领域，灵活性资源将因现货市场而盈。
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需要什么样的灵活性资源
新能源为主体，高比例的电力电子设备加入电力系统，将会导致系统产生多样化的不同时间尺度的灵活性资源需求。作为不产生能源的能源搬运工，储能不是万能的，它主要适用于电量充沛条件下的调节需求。因此，从电力系统保供与安全角度而言，储能是解决新型电力系统调节问题的有效手段之一，需要充分考虑不同类型的灵活性资源协同规划与发展。
依据提供服务的不同，储能的配置时长以及储能技术选型也存在较大差别。在储能应用的时间尺度上，更大尺度、更小尺度，将成为储能应用的两个最主要的需求方向，相对应的是能量型应用以及功率型应用。
而从储能收益与市场份额而言，需要考虑不同类型的储能进行高效集成，覆盖更多的应用场景与需求，即储能会从单一类型集成向多元混合类型集成发展。
当大量电力电子设备接入电力系统，短时快速的响应能力就变得非常紧缺，更小的毫秒级的响应能力拥有了更多的应用需求。例如，新疆、内蒙等地要求配置调相机。而电量和电力不平衡的问题，需要更长时间尺度的调节资源去满足需求。
在电源侧，以平滑风光出力、提供虚拟惯量支撑的毫秒级应用，一次调频、二次调频等秒级应用，以及跟踪计划出力、提供爬坡服务、弃电调峰等分钟级以上应用为主；
在电网侧，以动态无功、惯量等毫秒级应用，一次调频、二次调频等秒级应用，以及调峰、黑启动等分钟级以上应用为主；
在用户侧，以需求侧响应、二次调频、供电可靠性等分钟级以上应用为主。
具体到储能技术，结合以上场景，根据应用储能可分为三种主要类型：
短时高频储能技术，飞轮、高倍率锂离子电池等逐步具备市场经济性；
中时高频储能技术，锂离子、钠离子电池将更具有优势；
长时低频储能技术，全钒液流电池、压缩空气储能成为日内长时（高于6小时）储能领域最具成本效益的技术。
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辅助服务市场中储能的应用机遇
2021年12月，国家能源局发布《并网主体并网运行管理规定》《电力系统辅助服务管理办法》（21号文）之后，华北、华东、西北，江苏、山西等地陆续出台了具体的实施细则，形成了有功平衡服务、无功平衡服务、事故应急及恢复服务三大类主要应用。其中，在“十四五”期间，储能主要关注有功平衡服务，主要是调峰、调频辅助服务，尤其是一次调频、二次调频辅助服务。
山西、山东、浙江、广东发布了相关文件，储能参与一次调频正在从无偿转变为有偿；
安徽、湖北、重庆、湖南、湖北、山东、山西、浙江、甘肃等多个省份都启动了储能参与二次调频辅助服务市场；
安徽、福建、河南、广东、宁夏、新疆、重庆、贵州等10余个省份出台了储能参与调峰服务的规定，准入机制、电价机制和交易模式依据地区不同存在一定差异。
在部分区域，例如甘肃，采取了调峰+AGC调频两种辅助服务品种的日内分时叠加模式，储能可以在不同的时间段参与不同的服务，进而获得更多样化的收益。另外，目前辅助服务的费用分摊方面，用户侧参与辅助服务分摊已经是必然的趋势，辅助服务费用疏导将会出现新的局面。
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现货市场下的储能
截至目前，我国第一批现货试点、第二批现货试点，以及发布了现货规则但还未开展实际工作的省/市/自治区已经达到了20个。这些区域中，基本设置了三种主要的电力市场：90%的中长期交易+10%现货+调频服务服务市场。部分区域，例如山西、山东等设置了一次调频辅助服务。
短期内，我国现货市场，以源侧市场为主、负荷侧市场为辅。新能源以10%左右的电量部分参与现货市场，负荷侧报量不报价，以价格接受者的形式参与现货市场。
储能参与电能量（现货）市场，山东、甘肃、山西具有一定的典型性：
山东，5MW/2h以上的储能可参与电力现货市场，以自调度曲线参与日前/实时市场，报量不报价，以节点边际电价结算；
甘肃，10MW/2h以上的储能可参与电力现货市场，以自调度曲线参与日前/实时市场，报量不报价，以节点边际电价结算；
山西，20MW/4h以上的储能可参与电力现货市场，以自调度曲线参与日前/实时市场，报量、报价，以节点边际电价结算。
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储能的商业模式有哪些
从我国的电源结构来看，我国的可再生能源将大量存在于西北、西南区域，西南以水电为主，西北以风光为主，大量的清洁能源将从西到东输送。电力系统内的储能应用，送端电网需要充足的灵活性资源保障绿电外送，受端电网需要充足的灵活性资源平衡双端波动。
结合源、网、荷各侧的应用需求及特点，我国储能已经形成了一些典型的商业模式。如下表所示。
展望
我国正在稳步推进多层级的辅助服务市场：
新能源逐步入市：省级现货市场正在加速推进，新能源入市步伐正在推升，灵活性资源的需求逐步凸显；
辅助服务机制协同化：区域级现货市场正在形成，区域内多层级辅助服务市场交易机制协同化；
辅助服务机制长效化：适合灵活性资源发挥价值与作用的辅助服务市场机制正在落地过程中。
辅助服务的需求时刻发生变化，需要储能提供服务的时长也在不同的情况下不断变化，这对储能提出了更高的要求，无论是作为独立主体的储能，还是作为联合体的储能，都必须尽可能的适应这些变化，提供更多的服务，才能从市场中获得更多盈利。
而每一种储能技术都具有各自的优点和缺点，其适用的场景具有一定的局限性，因此混合储能将是未来的发展方向之一。飞轮+压缩空气、磷酸铁锂不同放电倍率相互搭配等。
多种储能技术混合，技术难度越来越高，而高频的交易更需要专业化的运维和运营技术支撑，通过运行模式和控制策略的设置，进而在不同的市场条件下实现储能的利益最大化。
