3月19日，有着93年建厂史的京能石景山燃煤热电厂正式退出历史舞台。与此同时，投运一年半的石景山热电厂2MW锂离子电池储能电力调频系统也停止运转。
近两年来，这个电厂背后的储能电力调频系统几乎不为人所知。其实，储能参与电网调频服务在美国、日本等国家已运行成熟，在我国却仍是新鲜事物。石景山热电厂2MW锂离子电池储能电力调频系统是我国第一个以提供电网调频服务为主的兆瓦级储能系统示范项目，也是全球第一个将储能系统与火电机组捆绑，联合响应电网调频指令的项目。
这一项目有何重要意义?新电改背景下，储能参与调频的市场前景几何?中国能源报记者实地调研、多方采访，历经数月成稿。
“联姻”电厂
睿能世纪和石热的合作可以追溯到2011年。
2011年夏天，刚刚成立的睿能世纪偶然了解到，京能集团下属的北京源深节能技术公司十分关注储能行业，并认可储能技术的发展趋势。随后，双方很快就在京能集团内部选择电厂建设储能调频示范项目达成共识。
“储能参与电力调频系统仅在国外有过运营经验，受制于国内外电力市场机制的差异，我国之前没有任何可比的项目建设和运行经验。”睿能世纪首席执行官牟镠峰告诉《中国能源报》记者，“因此，几方开始了长达7个月的反复论证，前后组织4次大型专家论证会，参与者包括国家能源局、电力设计院、电科院、电网企业及发电集团在内的涵盖电力设计、电力运行、电网安全、电厂生产、电力市场监管及储能技术等领域的专家。大家的问题主要集中在电厂安全、电力市场监管、储能技术经济性及并网合规性方面。”
“最初我们的顾虑集中于机组安全性和电能质量方面。事实证明，储能参与电力调频在技术和安全方面都是可行的。”京能集团安科环部主任梅东升对本报记者说。
然而，项目却近乎几度陷入僵局。最终国家能源局及华北能监局等相关部门多次组织相关方召开协调会，最终促使各方于2012年7月达成项目合作协议。
据国家能源局市场监管司人士向本报记者介绍，该司会同华北能监局共同对多个已投运储能调频项目运行情况进行了调研，同时对国外相关情况进行了研究，重点研究了美国联邦能源监管委员会(FERC)发布的890法案和755法案相关内容，分析了PJM调频市场规则，并初步判断储能技术应用于电力辅助服务在技术上可行且有成功的国际经验，有助于提高电力系统运行效率的安全性，对解决可再生能源快速发展带来的调频压力上升有一定帮助。
“一个2MW的储能系统，体量比电厂的机组小得多。但储能既不是发电系统，也不是用电设备，在现行的电力体制下，现有的政策法规对储能如何进入电力系统都没有明确说法。”牟镠峰告诉记者，“我们希望通过试点项目能够推动相关工作。”
一位长期关注此项目的国家电网华北电力调控分中心人士告诉本报记者，常规电源及抽水蓄能电站进入电力系统时，有可研、审批、建设、根据标准规程并网运行的成熟流程，同时还有配套的电价机制，因此可以作为独立调度对象运行。而储能系统不是传统意义上的电源，本身不提供额外电力，只是能量的灵活吞吐与转移，现阶段缺乏专门的并网运行规范和电价机制，如果按常规电源对待，并网程序又不完全适用，因此很难作为独立调度对象运行。
无论如何，石热储能调频项目最终于2013年初开始土建，并于当年6月实现挂网，9月正式运行。
难免“折腾”
但效果喜人
“储能系统和石热3号机组联合调频运行，两者联合调度需要避免劣势，寻找最佳工况。除了试运行期间出现的水冷系统故障导致停运，停机之前储能系统一直很稳定，且无人值守，仅需定期巡检。石热本身对储能系统无需调控，储能可自动调控，但算法和程序逻辑需优化到最佳。”石热生产技术部副经理郭永红向本报记者介绍。
郭永红进一步对记者说：“对此，在储能设备投运之前，我们与高校联合做了大量仿真计算和特性试验。必须明确储能故障对电力系统、发电机组、升压变系统的影响，也必须了解系统故障对储能的影响。所有电池和装置设备选型都把安全性放在首要位置，而这一切都没有可参照的标准、规程。”
据睿能世纪统计，石热储能项目投运以来，需要每天24小时不间断运行，以满足电网AGC(自动发电控制)调频的要求，平均每两分钟左右就需要完成一次调节任务，充放电次数累计达到40万次以上。储能系统大部分时间运行在浅充浅放状态，超过10%放电深度的调节任务仅占比1.5%，保障了储能系统的运行寿命。储能系统总体充放电效率达到85%以上，其中电池的充放电效率达到94%以上，变压器、逆变器、线损、辅助供电的损耗约占10%左右。
此外，储能系统可用率达到98%以上。从2014年4月到2015年3月的12个月时间内，扣除计划停运约47天时间，储能系统故障停机时间共计5.01天，系统可用率达98.4%。
“以1.5兆瓦的调频指令为例，常规机组要几分钟才能跟上，储能的响应速度能达到秒级。”郭永红对本报记者说，“一开始，电厂的运行人员对储能系统并不‘感冒’，甚至持怀疑态度，但很显然，和储能系统联合调频之后的机组性能让所有人转变了观念。”
“在石热储能调频系统中，储能系统从正2MW到负2MW的充放电转换时间为2.5秒左右，其中电池的充放电转换时间低于300毫秒，通讯延迟占2秒左右。足以满足AGC调频应用。”牟镠峰介绍。
图为京能石景山燃煤热电厂(网络图)
没有辅助服务市场
好在有两个细则
没有电力市场、没有调频电价、没有相关并网准入规程、没有储能电价，也就意味着储能系统只能是电厂身后的“幕后英雄”。如前述华北电力调控分中心人士所言，电网“看不见”石热3号机背后的储能系统，只能看见3号机组的调频性能有了大幅提升。
在现行体制下，原电监会制定的“两个细则”(《发电厂并网运行管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》)，在很大程度上起到了辅助服务市场的作用，为未来新电改体制下的辅助服务市场建设，特别是为多元化辅助服务参与主体积累了实践经验并奠定了基础。
根据华北区域的“两个细则”，并网发电厂要根据电力调度指令提供辅助服务，并执行辅助服务考核和补偿。其中，对发电机组提供AGC服务属于有偿辅助服务，按可用时间及AGC服务贡献分别补偿，这使得石热储能电力调频系统能够从中获得补偿，电厂和睿能世纪共享收益。据牟镠峰透露，项目投运后5-6年能收回成本。
华北电网提供的数据显示，储能系统的进入使石热3号机组的调频性能有了显著提高，kp值(调节性能月度平均值)由3.6上升至4.6。在2014年4月石热机组AGC调节性能优化之后，3号机与储能系统的配合效果大幅提升，稳居华北电网区域调频性能最优地位，机组调频收益最高日增5倍。
“在电监会‘两个细则’的试行阶段，华北电网就成为全国首批试点。石景山热电厂是20万千瓦机组中第一个参与AGC调节性能考核的。华北电网排名前20名的机组，按照BLR模式(即按照电网实时潮流、周波、频率调节运行，对机组性能要求更高)运行，而非BLO模式(按电网调度曲线运行)，因而获得更多的补偿收益。”梅东升向记者介绍。
“‘两个细则’是在国内现有电力体制下推动电力辅助服务逐渐市场化的有效方式。从最近几年的实施效果看，我国辅助服务市场建设取得了显著成效，实现了辅助服务‘可计量、可监管、可交易’。尤其是在京津唐电网AGC调频服务市场，通过设计‘按效果’补偿公式，引入AGC有偿服务和初步市场竞争机制，2010年以来发电机组平均AGC调频能力提高了80%以上，极大保障了区域供电质量。虽然我国还没有建立电力辅助服务市场，但目前在华北区域实行的‘两个细则’在一定程度上与美国755法案中按照调频效果付费的思路异曲同工。”国家能源局市场监管司人士向本报记者介绍。
示范意义有多大?
在目前国内没有完整辅助服务市场的情况下，选择在华北区域进行储能电力调频系统试点的主要原因在于，依托华北的“两个细则”可提供力度较大的补偿，从而可确保高成本的储能项目具备经济性。前述华北电力调控分中心人士进一步对本报记者分析：“一方面，相较于其他区域，华北的调频资源比较少;另一方面，作为京津唐所在的华北区域，对电网安全要求相对较高，给予的考核补偿力度也最大，这些都能促使发电机组优化性能。”
“石热储能电力调频系统是个案，依靠的是‘两个细则’政策，但‘两个细则’下的奖惩是发电集团‘左兜掏给右兜’，因此这个个案难以推广。如果效仿石热做法的电厂多了，都用储能参与调频，‘两个细则’就失去了作用。只有建立真正的辅助服务市场，明确调频电价之后，才真正具有推广意义，但要在我国实现这一点太困难了。”中国电科院电工与新材料研究所所长来小康对本报记者说。
对此，梅东升也认为，目前储能参与调频仅在“两个细则”下挣钱是难以持续的。“出于对新鲜事物的追求和石热产生的示范效应，相信会有别的电厂效仿石热。储能脱离电厂，作为单独的主体进入电力系统，从技术上不难实现，问题是谁来投资?如何结算电价?我国的电价机制和电网体制都和国外不同，并不是有需求就有投资，只能是摸着石头过河。”梅东升说。
网络图
前述国家能源局市场监管司人士认为，虽然当初在设计“两个细则”时并没有为储能技术制定专门的条款，但客观上为新技术的应用留出了空间。石热电厂储能试点项目证明了只要有技术优势和应用需要，新技术在现有的政策下就可能获得发展空间，同时也证明了“两个细则”设计的包容性、开放性和先进性。
对此，牟镠峰认为，在石热试点项目中，储能系统的定位是发电机组的附属设备，很难充分发挥储能技术的全部优势和潜力。风电的大规模并网使区域的火电机组更难满足调频要求，而储能和火电机组绑定也不能最大化发挥储能的作用。“这不是技术问题，而是市场条件。此外，除了明确合法身份以外，还应推动储能在电网侧的应用还面临技术、标准和规范、审批流程等方面的障碍”。
“储能单独进入电力系统，需要国家能源局的审批并网准入，需要发改委定价，还需要运行局确认利用小时数。然而，储能不是发电资产，只是需要的时候按照电网指令随机运行。因此应开展储能单独被电网调度的试点，考察其稳定可靠性及经济成本是否能收回。只有推动针对性的政策，给予储能合法身份，才能打通储能系统在发电、输配、需求侧的应用，还可以进一步集合用户做‘虚拟电厂’等。”牟镠峰进一步说。
以美国为例，美国从2000年初就开始重视储能，并着手进行了7年的跟踪研究，发现储能参与调频的效率是火电机组的27倍。随后，美国通过2007年的“890法案”要求区域电力市场允许储能等非传统发电电源提供AGC调频服务;2011年推出的“755法案”解决了储能系统参与电网AGC调频的合理回报问题;2013年7月，“784法案”进一步解决了储能的身份问题，并增强了辅助服务市场的竞争力和透明度;2013年11月，“792法案”为储能开设了快速并网审批通道，进一步扫清了储能系统的并网障碍。
而来小康却认为，我国的储能行业现阶段还处于培育阶段，技术还有待进一步突破，应以科研当先，在相应的数据支撑不完全的情况下，现在确定政策、补贴、商业模式等条件还不完全成熟。
“张北风光储示范项目完成了技术上的示范，实现了储能参与电力体统的各项功能，说石热储能电力调频系统是储能商业模式的雏形为时尚早。就拿储能电池来说，从实验室物理性质定性到批量化生产要八年的时间，抽水蓄能电站作为一种运行多年的储能形式，积累了很多数据，但电价机制仍处于探索阶段。目前，我国对储能电池的评价还是空白，而电池储能有寿命周期，和传统电力设备寿命的概念不同。可以在电源侧、负荷侧都多做一些试点，明确电池的寿命衰减情况、安全隐患、运行维护情况、积累数据、厘清纷繁数据之间的关联性，让试点和政策相互促进，为今后提议调频电价做数据支撑。”来小康对本报记者说。
寄希望于电改?
中发9号文提出，要建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制。根据电网可靠性和服务质量，按照“谁受益、谁承担”的原则，建立用户参与的服务分担共享机制。
在此背景下，储能有怎样的发展空间?牟镠峰认为，新政突破了原有的辅助服务补偿和分摊都在发电企业内部流通的局限性，“谁受益、谁承担”体现了电力市场以“公平”为基础的精神。在我国电网运行状况日趋复杂，电力用户的电能质量和供电可靠性要求日趋提升的背景下，辅助服务市场必然需要更多、更优质的辅助服务提供主体，在新政逐步解决辅助服务补偿资金来源的根本问题后，势必会有更多元、更先进的技术进入市场，进而在提升市场运行效率的同时，有效保障电网的安全运行。
根据目前的公开报道，国内只有睿能公司在开展此项业务，预计未来更多的公司将关注储能产业，挖掘某些细分应用领域，实现真正的商业化，而不仅限于政府扶持的项目。
前述华北电力调控分中心人士也认为，目前国内储能系统没有实现单独参与电网调度，还没有这方面的数据来说明储能参与辅助服务的作用。“当然，如果储能能够克服单独并网困难，作为独立调度对象进入电力系统中参与调频的话，相较于常规发电机组，其响应调频指令的速度一定是最快的。这无疑对电网安全运行是有好处的，但如何平衡储能系统与其他常规机组之间的利益、如何完善辅助服务考核补偿细则，还需要在监管机构指导下进行科学合理的设计。”
对此，国家能源局市场监管司人士指出，辅助服务市场是电力市场体系的重要组成部分，未来包括调峰、调频、调压、可中断负荷等品种在内的辅助服务都将在“谁受益、谁承担”的原则下，实现合理的价值体现。“储能技术可以在电力的发、输、配、用这几个环节发挥调峰、调频、调压、容量调节、备用等作用，是构建未来智能、绿色电力系统的关键技术。全球范围内的储能技术还在快速发展，成本不断降低，可靠性不断提高，我们相信未来储能技术将在我国电力系统中获得广泛的应用空间。”
“我们将结合2015年辅助服务补偿机制建设工作，在具备条件的地区探索研究推进储能技术参与辅助服务试点工作，并在条件成熟的地区，通过完善‘两个细则’相关条款，尝试将储能服务列入辅助服务项目中。”上述国家能源局市场监管司人士进一步对本报记者表示。
牟镠峰认为，储能是可调设备，不是单纯的发电设备，不能按发电设备的繁琐准入流程审批并网。储能更像一个耗能设备，可以将其视为一个大用户，进行净电量结算，即吸纳的电与发出的电相减，这部分电量按大用户电价向电网缴费。“当然，这需要进一步论证。所有人都认为现阶段储能成本太高，不具备商业价值。我相信3-5年之内，它的成本将能和抽水蓄能电站相当，并省去抽蓄电站移民、占地、建设等问题。”
“储能参与调频能够提高电能频率质量，提高电网运行安全水平。电网侧将在政策允许的范围内，从调节实验、控制策略、评价指标等方面做好研究工作，为储能独立参与电力系统运行做好技术储备，待未来内外部条件具备时，尽快地实现储能安全并网运行，并最大程度地发挥好储能的独特作用。”前述华北电力调控分中心人士对本报记者说。
“未来，市场监管司一方面将积极支持包括储能技术在内的各种先进技术稳妥进入电力辅助服务领域，促进电力系统安全性、可靠性的提高。另一方面，我们也将在电力交易市场化建设工作的总体框架下，设计合理的辅助服务补偿机制，促进参与电力辅助服务的主体、技术和商业模式的多元化，提升市场活力和电力系统运行效率。”上述国家能源局市场监管司人士告诉本报记者。
