南方电网电池储能调频发展机会及效益分析

叶键民，郭子暄，邵志奇，郑 赟

(1. 深圳供电局有限公司，广东 深圳 518000； 2. 中国能建广东省电力设计研究院有限公司，广东 广州 510663)

电池储能技术利用电能和化学能之间的转换实现电能的存储和输出，不仅具有快速响应和双向调节的技术特点，还具有环境适应性强、小型分散配置且建设周期短的技术优点[1-3]。电池储能颠覆了源网荷的传统概念，打破了电力发输配用各环节同时完成的固有属性，可在电力系统电源侧、电网侧、用户侧承担不同的角色，发挥不同的作用[4-5]。

从国内储能的发展情况来看，随着国内储能产业促进政策的不断出台，电化学储能制造和维护成本不断下降、储能设备容量及寿命不断提高。2018年以来，电化学储能呈现了规模性的爆发式发展，具体从数据来看，2018年储能规模达到1 072 MW，同比增长达到175%，2019年储能规模达到了1 717 MW，同比增长为60.2%[6-8]。

随着储能技术的发展，储能电站在电力系统中的应用越来越广泛，其功能包括削峰填谷、改善负荷运行曲线、增加线路和设备使用寿命、配合新能源接入、优化系统电源布局、弥补线损、功率补偿、提高电能质量、孤网运行等。2018年8月2日，国家能源局南方监管局正式发布了(南方监能市场[2018]272号)《广东调频辅助服务市场交易规则(试行)》，其中对准入规则、市场运行机制等做出了相关规定，该市场交易规则已于同年9月1日正式执行，在该市场环境下，电池储能可充分发挥其响应速度快、调节精度高的技术优势，获取相关收益。本文在基于上述背景的基础上对南方电网电池储能技术在调频领域的发展机会及效益进行了探讨[9]。

1 南方电网电池储能调频项目发展机会分析

1.1 南方电网调频需求分析

南方电网二次调频由AGC系统实现， AGC系统分成直调、广东、广西、云南、贵州、海南六个控制区(如图1)。南方电网于2016年实现了云南异步联网，云南电网通过7回直流输电系统与主网异步联网。从整体需求情况来看，当前电网系统频率控制满足国家相关的政策要求，“50±0.2 Hz”频率合格率达到100%，总体来说南方电网频率控制相对较高。

图1 南方电网区域调频分区示范图

具体从南方电网范围内系统规模最大的广东电力系统来看，其AGC机组以火电机组、燃气机组、蓄能机组为主。截至2019年11月30日，广东电网中调AGC机组共计164台，总装机容量68.9 GW。在上述机组中，火电机组138台，装机容量6.30 GW，是最主要的调频资源；水电机组6台，装机容量515 MW；抽水蓄能机组20台，总装机容量5 480 MW(见图2)。

图2 广东电力系统调频资源分布情况

从广东电力系统调频存在的主要问题来看，随着电网规模的不断扩大，负荷变化量日趋加快，要求机组在调频时爬升或骤降速率快，其中上升速率最大时须达到378 MW/min，导致火电机组调频难度增大；其次，在快速调频方面，目前主要依靠广州抽水蓄能电厂、新丰江水电厂、枫树坝水电厂，以及燃油机组参与快速调频，快速且清洁的调频资源较为紧缺，在此环境下，为电池储能发展创造了一定的空间。

1.2 广东电网调频市场运行情况分析

南方(以广东起步)调频辅助服务市场于2017年12月18日开始模拟运行。市场机组总数153台(含“西电东送”水电机组)。截至2019年7月底，参与市场模拟运行的机组136台(广东直调)。根据市场规则关于机组调频性能门槛的规定，机组最近7个运行日的综合性能指标应不小于0.5。目前，满足性能指标门槛要求可参与市场报价的机组约105台，占比76.5%。2019年上半年，调频市场试运行交易里程972万MW，总收益3.6亿元，日调频里程5.8万MW，平均申报价格10.5元/MW，平均成交价格为38.21元/MW。

1.3 调频项目发展方向分析

南方区域电网以大型煤电机组作为主要调频资源，燃气和抽水蓄能电站为辅，而电池储能的AGC调频效果远好于煤电、燃气和抽蓄机组。引入相对少量的储能系统，将能够迅速并有效地解决区域电网优质调频资源不足的问题。

在现货电力市场条件下，对比传统火电发电机组，储能的响应速度快，可以达到秒级甚至毫秒级的响应速度。储能精确控制出力，调节精度高，不会直接产生污染物，一方面可作为独立系统进行调频，另一方面可与传统火电进行联合调频，其中与火电联合调频可减少火电机组的运行成本。当燃气和煤电机组从长期的 AGC 调频任务中解放出来，稳定出力并提高负荷率，将很好地改善机组性能，提高热效率，缓解由于频繁 AGC 调节造成机组的设备金属疲劳和磨损，提升机组的可用率及使用寿命，进一步促进全社会的节能减排[10-11]。

根据上述分析，在南方区域后续储能项目开发中，考虑以下几个方向：

1)电网公司自有发电资源综合利用。南方电网自有发电资源包括深圳宝清4 MW电池储能站以及广州、惠州、深圳、清远等抽水蓄能电站。深圳宝清储能站可充分利用既有设备资源及运行经验，进一步升级改造成深圳地区重要调频电站；南方电网惠州抽水蓄能和深圳抽水蓄能电站具备充足的土地资源，可为电池储能项目提供充足的建设空间。

2)电网公司变电站资源综合利用。电网公司拥有大量的变电站资源，许多变电站留有扩建用地及一定的闲置土地。如广州、深圳供电局部分非中心区110 kV变电站即存在闲置土地资源，可开发相应的储能调频项目。

3)发电侧调频项目开发。充分挖掘火电机组联合调频项目发展潜力，进行“火电+储能”联合调频项目开发。从具体项目发展机遇来看，在珠海洪湾电厂建设电池储能联合调频项目，已具备进一步推进的条件。

2 电池储能调频项目可行性分析

本节在电网侧电池储能独立调频站建设方面，对已具备推进条件的深圳抽水蓄能独立电池调频站，进行建设条件、技术方案、以及项目效益测算分析。

2.1 建设条件分析

深圳抽水蓄能电站位于深圳市盐田区和龙岗区之间，主要由上水库、下水库、输水发电系统及地下厂房洞室群等辅助工程等组成。上库区位于盐田区北面的小三洲盆地内，占地面积64万m2；下库区位于横岗街道的铜锣径水库，占地面积99万m2；上下库联络道路长10 km。

考虑利用深圳抽蓄电站的闲置场地，建设集装箱式电池储能，参与广东调频辅助服务市场。通过现场实地踏勘，适合建设电池储能的场地主要有两个：一是开关站围墙外的小块空地，二是通风洞旁的空地。从场地空间、接入系统条件等角度分析来看，拟以通风洞旁空间作为推荐厂址。从通风洞旁空地来看，初步估计空余面积约有10 000 m2。该地块沿道路至交通洞约1.5 km。从厂地建设条件及调频市场容量等角度出发，一期电池储能调频规模可按6 MW/3 MWh考虑(见图3)。

图3 深圳抽水蓄能通风洞旁空地建设条件

2.2 技术方案分析

本项目6 MW/3 MWh储能系统采用长寿命磷酸铁锂电池，分为3个单元装在3个30尺标准集装箱内，每个集装箱集成1 MWh电池，并配备完善的电池管理系统、温控系统、照明系统、消防系统、保护系统等。

根据近区配电网现状和规划情况，储能站以独立的2回10 kV电缆接入附近110 kV变电站的10 kV侧空余间隔，线路参数按照储能电站额定容量6 MW设计，同时预留20%过载能力。储能电站内设置AGC装置，与深圳中调主站相连。

2.3 调频市场竞争力分析

根据《广东调频辅助服务市场交易规则(试行)》相关细则，在调频里程报价方面，电池储能相关性能指标明显高于传统火电机组，可适当提高报价水平。根据广东调频市场运行情况，电池储能调频站的市场竞争力分析如下：

1)对比传统燃煤机组参与调频市场：传统煤电调频综合性能指标一般不超过0.6，即使燃煤机组按最低6元/MW进行报价，其排序价格约为10元/MW，基本不具备与电化学储能竞争能力。

2)对比燃气机组参与调频市场：当前传统火电存在低价报价的趋势，暂按燃气机组6元/MW进入市场。燃气电厂调频综合性能指标一般为1.5左右，则其排序价格为4元/MW。对于电化学储能，其性能指标可达到最大值，若要取得与燃气电厂的绝对竞争力，报价策略可按12元/MW参与竞争，在当前市场环境下基本可获中标。

2.4 项目经济效益分析

参考《广东调频辅助服务市场交易规则(试行)》，对于深蓄电站6 MW/3MWh电池储能项目，调频市场补偿费用按调频里程补偿和AGC容量补偿分别计算。

2.4.1 调频里程补偿

参考相关电池储能AGC调频项目的实际运行数据，保守计算按每15 min的调度动作折合为1个满里程6 MW计算，则平均日调频里程为576 MW。因此，每日调频里程补偿计算：

每日调频里程补偿=576×12×3/10 000=2.074万元。

其中576 MW为平均日调频里程，12元/MW为电池储能参与调频市场的报价，电池储能综合调频性能指标K≈3。

2.4.2 AGC容量收益

根据交易规则，广东调频市场日前预出清过程如下：根据各发电单元的调频里程排序价格，以发电单元次日开停机状态为约束条件，从低到高依次进行出清，直至中标发电单元调频容量总和满足控制区调频容量需求值及调频资源分布区调频容量需求值；当发电单元排序价格相同时，优先出清P值高的发电单元；当发电单元P值相同时，优先出清K值高的发电单元。

基于此，AGC容量收益计算依据以下几点：

1)按综合调频性能指标K≈3，归一化后的发电单元综合调频性能指标P≈1；

2)调频里程申报价格保守按12元/MW计，可保证电化学储能单元在调频市场中标；

3)广东调频市场中标发电单元AGC容量按照12元/MWh进行补偿；

4)广东地区从调度时段数来看，参考相关电池储能AGC调频项目实际运行数据，按每15 min调度动作1次，每次调频时间按12 s计算。

因此，每日AGC容量收益计算：

日调频时间=12×1×96/3600=0.32 h

每日AGC容量收益=6×0.32×12/10 000=0.002万元

其中电池储能AGC容量为6 MW，日调频时间为0.32 h，补偿标准取12元/MWh。

2.4.3 调频辅助服务总经济收益

每日AGC总补偿收益=2.074+0.002=2.076万元

年AGC收益=2.076×365=757.7万元

3 电池储能调频项目财务评价

3.1 基本条件下财务评价

根据相关储能厂家调研情况，电化学储能按单位造价5 300元/kWh估算，深蓄电站6 MW/3 MWh项目总投资1 590万元。项目投资不包括电池储能接入系统费用。

测算边界条件如下：

1)因接入系统位置未定，项目投资暂不包括电池储能接入系统费用；

2)使用年限、残值分别按10年以及10%计入；

3)在投资的资本金方面，根据相关工程经验情况，本次电池储能站项目资本金比例按30%计入，贷款年限8年，年贷款利息4.9%；

4)不考虑土地费用。

财务评价指标见表1。

表1 财务评价指标表

从经济性测算情况来看，项目具有较好的经济效益。在当前的边界条件下，内部收益率约为63.81%，动态投资回收期2.37年。

3.2 敏感性分析

从影响项目经济性的主要敏感性条件来看，一方面随着电池技术成熟及规模效益的突显，其成本存在进一步下降的空间；另一方面，电池储能综合调频性能指标优异，中标调频里程的大小也决定了项目的经济性。

主要就电池造价、调频里程两个敏感性因素，在电池造价5 300元/kWh，日均调频里程576 MW的基准下，在±30%浮动范围的情况下，其内部收益率变化情况进行分析，如图4所示。

图4 独立电池储能调频敏感性分析

从电池造价因素来看，当其造价上升幅度分别为10%、20%、30%时，资本金内部收益率分别为53.28%、44.56%、37.26%，项目均具有财务可行性；从调频里程来看，当调频里程分别降低10%、20%、30%时，内部收益率分别为52.24%、40.78%、29.48%，均可实现财务可行。进一步地，如需满足资本金内部收益率8%的财务可行性要求，电池造价可上升98.1%(10 500元/kWh)，或日调频里程降低49.7%(290 MW)。

4 结 语

电池储能具有响应速度快、调节精度高的技术优势，是优良的调频电源。本文分析了电池储能参与南方区域调频市场的竞争力和发展机会，并就在深圳地区综合利用深圳抽水蓄能电站土地资源建设电池储能调频电站进行了可行性分析及效益测算。分析研究表明电池储能参与南方区域调频市场具有较强的竞争力和较好的投资收益，可作为将来重要的发展方向。