储能友好型频率响应服务市场：英国视角

范馥麟，李军徽，坎波斯-高纳·大卫， 严干贵，李翠萍

（1思克莱德大学能源与环境学院，英国格拉斯哥G1 1XW；2现代电力系统仿真控制与绿色电能新技术教育部重点实验室(东北电力大学)，吉林吉林 132012）

在低碳能源转型进程中，具备快速响应能力的电池储能系统可以极大提升电网的灵活性，促进间歇性可再生能源的消纳[1-3]。英国国家电网电力系统运营商(National Grid Electricity System Operator，NGESO)主要通过平衡机制、备用服务、频率响应服务来保证电力系统的电力平衡。其中，固定频率响应服务作为现有频率响应容量的主要来源，其招标周期与服务费用评估周期均以月为单位，使电池储能系统等有限容量提供商难以准确预估储能系统在服务月内的可用性并造成了一定的市场收益风险，从而阻碍了储能系统参与频率响应服务市场。为了弥补因大规模可再生能源并网而造成的电网惯性损失，鼓励电池储能系统参与电网平衡调节，NGESO 正在逐步改革英国频率响应服务市场[4-5]，通过标准化频率响应产品、更接近实时的产品采购、允许提交运行基线、缩短服务费用评估周期、引入特定能量状态规则等一系列储能友好型改革举措，降低了有限容量提供商(如电池储能运营商)的市场准入门槛，使其能更准确地预估储能系统在服务周期内的可用性，并保证其在频率响应服务市场中的经济效益。英国频率响应服务市场的改革，一方面使参与市场的服务提供商更加多样，从而增强市场的竞争性与流动性，另一方面，也为电池储能运营商提供了稳定的收益来源，从而促进电池储能项目的投资建设。因此，英国逐步面向储能友好转型的频率响应服务市场具有一定的借鉴意义。本文介绍了自2016 年起英国频率响应服务市场的逐步改革，分别阐述了现有产品、过渡产品、终极产品的技术要求、招标采购与费用评估机制，及其对储能系统运营商荷电状态管理与经济收益风险的影响。根据终极频率响应产品的最新市场信息，从技术与经济角度模拟了某兆瓦级锂电池储能系统向英国输电网提供频率响应服务的运营情况；并基于锂电池储能系统成本及其生命周期能量吞吐量模型，评估了在储能友好型频率响应服务市场下投资电池储能项目的经济可行性。针对终极频率响应服务所设计并模拟的储能运行策略直观地展示了储能系统运营商在英国最新频率响应服务市场机制下的运营情况。通过与提供固定频率响应服务的储能系统运行情况对比，体现了引入运行基线与特定能量状态规则对保证储能系统运营商市场经济收益的重要性。

1 英国动态频率响应服务市场

1.1 市场发展概况

为使国家输电网的频率稳定在标准50 Hz 左右，英国国家电网电力系统运营商(NGESO)推出了一系列频率响应产品，以快速解决发用电之间的不平衡。部分频率响应容量源自强制频率响应(mandatory frequency response，MFR)服务，由NGESO与符合条件的特定机组签订MFR协议，作为其并网运行的先决条件；剩余所需频率响应容量则由NGESO 通过组织相应的频率响应服务市场，以竞标的方式向市场参与者采购[6]，如每月竞标的固定频率响应(firm frequency response，FFR)服务，包含一次低频响应(primary response)、二次低频响应(secondary response)与高频响应(high frequency response)[7]。

随着可再生能源发电占比的逐年增长，电力系统惯性的降低迫使NGESO需要更多的频率响应容量来保证电网的安全稳定运行。作为采购更多FFR容量的替代方案，NGESO于2016年推出了为期四年的增强频率响应(enhanced frequency response，EFR)服务[8]，要求EFR 提供商先于FFR 提供商做出响应，以减少在电网惯性较低时所需的额外频率响应容量[9-10]。由于EFR 服务的双频率响应曲线设定允许有限容量提供商在频率死区内调整荷电状态，第一次EFR服务竞标中的8位中标者均使用锂电池储能系统，总计提供201兆瓦的EFR容量[9]。但NGESO随后决定不再采购EFR 服务，转而通过改善频率响应产品来获取更快的频率响应，鼓励有限容量提供商参与频率响应服务市场。

由于FFR提供商不允许在频率死区内调整荷电状态[11]，且FFR服务费用取决于提供商全月的供应表现，FFR市场内的有限容量提供商可能面临极高的经济收益风险。为了使有限容量提供商更准确地预估荷电状态从而及时调整竞标策略，降低其在市场中的经济风险，NGESO 于2019 年11 月推出了一款过渡产品—动态低高(dynamic low high，DLH)频率响应服务[12]，并启动了为期两年的每周竞价试验，以测试更接近于实时的频率响应服务采购[13]。作为FFR 服务的标准化产品，DLH 市场参与者必须提供相同的低高频容量；此外，DLH服务费用由每周的交付表现决定，降低了有限容量提供商的经济风险[13]。同时，NGESO 积极推进终极频率响应产品的发展部署，旨在满足电网对更快频率响应速度的需求，并逐步替代市场内的现有产品，加强频率响应服务市场的标准化与透明化建设。

终极频率响应产品包括动态遏制(dynamic containment， DC) 服务、 动态稳定(dynamic moderation， DM) 服务与动态调节(dynamic regulation，DR)服务，旨在应对不同程度的电网频率误差。其中，DC 服务已于2020 年10 月进入软启动，DM与DR服务计划于2022年投入市场[14-15]。为了进一步鼓励有限容量提供商参与终极频率响应服务市场，NGESO 采用日前竞标的采购方式，以便有限容量提供商更及时准确地根据荷电状态修改竞标策略；并将服务费用评估周期缩短为每4小时的电力远期协议(electricity forward agreement，EFA)时块，极大保证了有限容量提供商的经济效益[15]。此外，NGESO 允许有限容量提供商提交其一小时后的运行基线，用于调整能量状态(state of energy，SOE)；并为其专设了能量状态规则(SOE rules)，以避免其因荷电不足或满荷无法交付所需响应而受到处罚[16]。当前，终极服务市场仍处于初期阶段，提供商在同一EFA 时块只允许提供DC、DM 或DR 中的一类服务；随着市场的逐步发展，NGESO 将制定合适的市场机制以使提供商能够对三类终极产品进行叠加并提供相应的整合服务[17]。表1列出了上述频率响应产品规定的响应速度、最小容量、竞拍周期与服务费用评估周期。

表1 英国动态频率响应服务技术要求与市场机制Table 1 Technical requirements and market mechanisms of dynamic frequency response services in the UK

1.2 固定频率响应(FFR)与动态低高(DLH)频率响应

图1为FFR服务[19]与DLH服务[12]的频率响应曲线。FFR提供商可以竞标不同容量的一次低频、二次低频、高频响应服务，而DLH 要求必须提供相同容量的低频与高频响应。FFR(或DLH)市场参与者须在每月(或每周)的竞标中明确其将提供的频率响应容量(兆瓦)、EFA时块与相应报价[英镑/(兆瓦·时)]。成功签订协议的FFR 或DLH 提供商须根据协议容量与图1中的频率响应曲线，向电网提供相应的频率响应。

图1 FFR或DLH响应曲线Fig.1 Response curve of FFR or DLH

FFR(或DLH)提供商在某一服务月m(或周w)所获得的服务费用由其在该月(或周)的交付表现决定：NGESO 将从该月(或周)的协议EFA 时块中任意选取一段半小时样本，计算该样本中FFR(或DLH)提供商实际交付响应的代数和与其所应交付响应的代数和的比值，作为该提供商在该月(或周)的百分比绩效测量(percentage performance measure，PPM)；并依据表2，将其转换为绩效因子(performance factor，PF)，记作或，分别代入式(1)或式(2)中计算服务月m的FFR 服务费用或服务周w的DLH服务费用

表2 FFR或DLH百分比绩效测量与绩效因子转换Table 2 Conversion from PPM into PF for FFR or DLH

图2 周内各EFA时块DLH服务出清价格箱线图Fig.2 Boxplots of DLH clearing prices at EFA blocks

1.3 增强频率响应(EFR)

图3展示了EFR服务的两种双响应曲线设定[8]，8 位中标者均采用了电池储能系统并遵循频率死区较窄的双响应曲线。相较于FFR 与DLH 的单条响应曲线，双曲线设定使有限容量提供商能够根据自身荷电状态在上下限之间调整频率响应，并允许在频率死区进行一定的荷电状态管理[23]。

图3 EFR服务双频率响应曲线设定Fig.3 Upper and lower response curves of EFR services

EFR 服务费用的评估周期为每半小时结算期，NGESO 将根据式(3)评估EFR 提供商在某结算期内每秒的绩效测量(second-by-second performance measure，SBSPM)，并计算该结算期内SBSPM的平均值，作为服务绩效测量(service performance measure，SPM)；后依据表3 将SPM 转换为EFR提供商在该结算期s的可利用因子(availability factor，AF)，记作，并代入式(4)计算其在结算期s的服务费用：

表3 EFR服务绩效测量与可利用因子转换Table 3 Conversion from SPM into AF for EFR

表4 EFR提供商的协议容量与上报价格Table 4 Contracted EFR capacity and tender prices of providers

1.4 终极频率响应(DC，DM，DR)

图4比较了动态遏制(DC)，动态稳定(DM)与动态调节(DR)的频率响应曲线[14-15]：DC 服务多用于应对故障后的严重频率偏差(超过0.2 Hz)，以满足NGESO 对更快频率响应(1 秒内)的迫切需求；DM服务可对超过0.1 Hz的频率偏差做出快速响应(1秒内)，帮助NGESO将频率维持在运行限制内；响应速度较慢(10 秒内)的DR 服务则用于修正持续发生的小频率偏差。

图4 DC，DM与DR频率响应曲线Fig.4 Response curves of DC，DM and DR services

在提供DC、DM 或DR 服务的同时，NGESO允许提供商在未来某结算期的一小时前(即关闸时刻)提交其在该结算期的运行基线(operational baseline，OB)，以帮助有限容量提供商调节能量状态[16]。此外，NGESO 为有限容量提供商设定了能量状态规则(SOE rules)：若有限容量提供商在某EFA 时块起始时刻的存储能量与存储空间满足表1中的最小容量要求(minimum energy requirement，MER)，且在每结算期内的能量状态调整总量达到至少MER 的20%，则该提供商不会因频率响应交付不足而受到处罚，仍可获取全额服务费用；若有限容量提供商不满足SOE规则，NGESO将计算其在某EFA 时块e内的最大频率响应误差，并使用式(5)将转化为可利用因子，后代入式(6)中评估其在EFA时块e的服务费用RDXe(英镑)[18]

其中，上角标DX 代表DC、DM 或DR(当前，提供商在某一EFA 时块内只允许提供一类服务)；与分别代表提供商在EFA 时块e的协议容量(兆瓦)与出清价格[英镑/(兆瓦·时)]；代表其在EFA时块e内提供有效服务的时长(小时)。DC服务市场软启动前三个月的平均出清价格约为17 英镑/(兆瓦·时)[24]，将用于后文的电池储能项目模拟。

2 电池储能项目模拟

本节以动态稳定(DM)服务为例，为参与DM服务市场的某锂电池储能运营商设计了相关运营策略；并根据英国市场信息，建立了该电池储能项目的经济模型。

2.1 电池储能运行模拟

2.1.1 储能系统容量配置

假设某提供商与NGESO协议持续提供容量为1 MW 的DM 服务，则与低高频响应相对应的最小容量要求MER均为0.5 MW·h，即电池储能容量应至少为1 MW·h(为了直观体现市场机制对储能容量与运行的影响，电池储能的充放电损耗忽略不计)。依据MER 与SOE 规则要求，该DM 提供商可选用1.2 MW/1.5 MW·h的锂电池储能系统：一方面，使储能系统剩余容量在衰减到额定容量的80%时仍可满足MER，另一方面，使储能系统能够遵循0.2 MW的运行基线，在每半小时结算期内回收0.1 MW·h能量(即MER 的20%)。值得注意的是，所假设的储能系统容量仅满足DM 服务市场的最低准入门槛，并非由优化算法决定。在储能项目建设中，应综合考虑储能系统运营商的市场收益与投资成本，在满足当地并网要求与市场准入门槛的前提下，通过最大化运营商的净收益，评估最优储能系统容量配置与运行策略[21-23]。

2.1.2 频率响应与运行基线

2.2 电池储能经济模拟

2.2.1 电池储能成本

锂电池储能系统资本支出主要包含锂电池成本、转换器成本、辅助设备成本；假设三者的单位成本分别为128 千英镑/(兆瓦·时)[26]、66 千镑/兆瓦[27]、锂电池与转换器总成本的30%[27]，则所选用的1.2 MW/1.5 MW·h锂电池储能系统的总资本支出约为352.56千英镑。此外，假设该储能系统的年运营维护成本约为总资本支出的2%[27]，即约7.05 千英镑/年。值得注意的是，储能系统在英国的并网运行还将涉及申请费、输电网使用费、平衡服务使用费等多种费用，但由于锂电池储能系统的资本支出与运营维护成本一般占项目总成本的比重较高，本文暂未考虑储能系统并网运行的费用[21-23]。

2.2.2 市场成本收益

此外，该DM提供商须分别与电力批发市场中的用电商或发电商就储能系统的放电或充电运行基线签订日内合同；本文将选取英国电力批发市场日前价格作为日内合同价格的近似替代，以评估与运行基线相关的电力批发市场成本或收益。

基于上述项目成本与收益，将采用年折现率8%计算该DM 提供商的累积净现值NPV，以评估其盈利性[23]

3 模拟结果与分析

本节所涉及的电池储能项目模拟均由MATLAB[28]实现。英国国家电力传输系统在2016—2019 年间的每秒频率(Hz)[29]将用于计算储能系统所需交付的频率响应；同时期内电力批发市场的日前每小时价格[英镑/(兆瓦·时)][30]将用于评估储能系统运行基线的相关成本或收益。

3.1 储能系统运行分析

图5展示了在锂电池循环寿命周期内储能系统能量状态与剩余容量的变化。在约3年半的项目期间内，储能系统通过运行基线调整能量状态，始终留有足够的存储能量与存储空间，以持续提供所需频率响应，如图6所示，储能系统实际提供的频率响应完全符合DM 响应曲线。图7 检验了储能系统在EFA时块起始时刻的存储能量与存储空间是否满足SOE 规则中最小容量要求MER。尽管在个别EFA时块内储能系统因初始存储能量或存储空间低于MER 而无法满足SOE 规则，该DM 提供商因持续遵循DM响应曲线仍可获取全额DM服务费用。

图5 储能系统能量状态与剩余容量Fig.5 SOE and remaining capacity of the energy storage system

图6 DM响应曲线与实际提供频率响应Fig.6 DM curve against actual responses of the energy storage system

图7 EFA时块初始存储能量或存储空间分布Fig.7 Distribution of SOE footroom or headroom at start of EFA blocks

图8 展示了储能系统在某24 小时内的运行基线、输出功率与荷电状态时间序列。储能系统在运行基线的基础上，向输电网提供所需DM 频率响应。由于储能系统在自14 点起的一段时间内连续提供低频响应，其荷电状态在14:30已下降至理想水平50%以下；因此，该提供商为一小时后的结算期(即15:30—16:00)提交一条充电运行基线，以调整回理想荷电水平。反之，自22 点起的连续高频响应使荷电状态超过理想水平50%；因此，该提供商为相应的一小时后结算期提交放电运行基线。由于该提供商通过运行基线不断调整荷电状态或能量状态，储能系统的荷电状态在大部分时间内维持在理想水平50%左右，如图9所示。

图8 某24小时内储能系统的运行基线、输出功率与荷电状态Fig.8 Operational baselines,power outputs and state of charge levels over a particular 24-hour period

图9 提供DM服务的储能系统荷电状态分布Fig.9 State of charge distribution of the energy storage system for DM provision

为体现终极频率响应服务的储能友好特性，图10、图11 分别展示了同等规模的储能系统提供FFR 服务的实际频率响应与其荷电状态分布。因FFR服务不允许储能系统通过提交运行基线进行能量管理，图11显示该储能系统荷电状态低于1%或高于99%的时间分别约占其寿命周期的1%或2.3%，极易导致无法交付FFR 服务所需的低频或高频响应(图10)。由于特定SOE 规则仅适用于终极频率响应服务，根据1.2节中的FFR服务费用评估机制，图10 中频率响应误差极易造成该储能系统在相应服务月的收益损失。因此，相较于储能系统可选择在全部EFA时块提供DM服务，参与FFR服务市场的储能系统需要预留部分EFA时块进行荷电状态管理，通过牺牲这些EFA时块的服务费用收益以避免或减少频率响应误差[21-22]。

图10 FFR响应曲线与实际提供频率响应Fig.10 FFR curve against actual responses of the energy storage system

图11 提供FFR服务的储能系统荷电状态分布Fig.11 State of charge distribution of the energy storage system for FFR provision

3.2 储能系统经济分析

图12 展示了该储能项目各项成本收益的各月现值以及项目的累积净现值。与运维成本及电力批发市场收益相比，该提供商从DM服务市场获取的收益占每月现金流的绝大部分，且DM服务收益的累积现值超过锂电池储能系统总资本支出(表5)，使项目的累积净现值达到约86.3千英镑，内部收益率约为23.1%。值得注意的是，本文假设DM 出清价格保持在17英镑/(兆瓦·时)；以DLH服务出清价格作为参考(见图2)，未来DM出清价格将随着DM服务市场的逐步成熟而下降，进而降低储能系统运营商的盈利性。依据表5 计算，DM 出清价格下降至13.78英镑/(兆瓦·时)将会导致项目累积净现值为零。因此，该储能系统运营商可选取13.78英镑/(兆瓦·时)以上作为其在DM 服务市场中的竞标价格，以保证其储能投资项目的盈利性。

图12 各项成本收益的各月现值与项目累积净现值Fig.12 Monthly present values of cost/revenue components and cumulative NPV of the project

表5 储能项目成本收益累积现值Table 5 Cumulative present values of cost/revenue components of the energy storage project

表5所示的储能项目成本收益分析可应用于不同频率响应服务市场、不同规模的电池储能系统，以评估其参与相关市场的盈利性与最低竞标价格。储能项目的投资成本、市场收益与最低竞标价格间的关系，在很大程度上取决于储能系统规模与频率响应服务协议容量。较大规模的储能系统可以竞标较高的频率响应服务容量，有更充足的存储能量或存储空间以交付所需频率响应，在较长的寿命周期内持续提供频率响应服务，从而在频率响应服务中获取较高的市场收益；但储能系统的规模增长也将导致投资成本的相应增加。因此，在投资储能项目时，运营商须通过经济优化等方法确定最优储能系统规模，在储能系统投资成本与市场收益之间做出最优权衡[21-23]。运营商须明确频率响应服务等市场的服务招标与费用评估机制，制定储能系统在提供频率响应服务期间或之后进行荷电状态调整的策略，以使储能系统能够交付所需频率响应，避免或减少因频率响应误差而造成的收益损失。同时，频率响应服务等辅助服务市场应从储能系统等有限容量提供商的角度出发，评估其因容量有限而可能面临的技术困难与市场经济风险，进而调整或制定相关市场机制与规则(如引入运行基线与特定SOE 规则)；通过在允许范围内降低市场准入门槛并保证有限容量提供商的市场经济收益，鼓励更多有限容量提供商参与电网平衡调节，有效提升辅助服务市场的竞争性。

4 结论

（1）从经济收益风险与能量状态管理的角度，阐述了英国频率响应服务市场的储能友好型改革对鼓励有限容量提供商(如储能系统运营商)参与市场，保证其市场经济收益，以及提升市场参与者多样性与竞争性的积极影响。

（2）缩短频率响应服务竞拍周期与服务费用评估周期可有效降低有限容量提供商在频率响应服务市场中的潜在经济风险。

（3）在终极频率响应服务市场中，允许有限容量提供商通过提交并遵循未来结算期的运行基线进行接近实时的荷电状态调整，保证了有限容量提供商有足够的存储能量或存储空间以持续交付所需频率响应。

（4）针对动态稳定频率响应服务的特有市场机制，为1.2 MW/1.5 MW·h 锂电池储能系统设计了提供频率响应服务，并利用运行基线进行能量管理的运行策略。模拟结果表明该运行策略有效地保证了储能系统的频率响应服务表现。

（5） 综合考虑锂电池储能市场、终极频率响应服务市场、电力批发市场的价格，对1.2 MW/1.5 MW·h 储能系统进行了成本收益分析，并根据项目净现值占服务市场累积现值的比例，评估最低服务竞标价格，约为13.8英镑/(兆瓦·时)。

（6）在储能项目投资建设中，可将储能系统提供频率响应服务的技术经济模拟与优化算法相结合，优化储能系统配置与运行策略(如储能系统容量、理想荷电水平、竞标服务容量等)，帮助有限容量提供商在投资成本与市场收益之间做出最优权衡。有限容量提供商可通过比较其最低服务竞标价格与历史出清价格，合理制定竞标价格，在保证市场竞争力的同时实现盈利最大化。