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。

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

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年西电大送电3496万千瓦，约占高统调负荷的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：

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

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，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。

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

用户侧储能电站参与辅助服务若干问题探讨

1、储能方案

《南方区域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)》

条：鼓励发电企业、售电企业、电力用户、储能企业或其他市场主体投资建设储能设施，促进储能电站为电力系统运行提供调频、调峰、调压、黑启动等辅助服务。

第二条：电化学储能电站是指采用电化学电池作为储能元件，可进行电能存储、转换及释放的并网电站(以下简称“储能电站”)。

第三条：本细则适用于南方区域地市级及以上电力调度机构直接调度的并与电力调度机构签订并网调度协议的容量为2MW/0.5小时及以上的储能电站，其他类型储能电站参照执行，也就是说2MW/1MWh的储能电站就可以参加电力辅助服务市场。