中國儲能網訊：
一、背景
2023年8月8日，國家能源局山東監(jiān)管辦公室公布了《山東電力爬坡輔助服務市場交易規(guī)則（征求意見稿）》（以下簡稱意見稿）?！渡綎|電力爬坡輔助服務市場交易規(guī)則》一旦正式發(fā)布，將成為國內首個針對電力爬坡輔助服務的專項政策，對各省電力爬坡輔助服務市場建設具有很好的借鑒意義。
“爬坡”指的是為應對可再生能源發(fā)電波動等不確定因素帶來的系統(tǒng)凈負荷短時大幅變化，具備較強負荷調節(jié)速率的并網主體根據調度指令調整出力，以維持系統(tǒng)功率平衡所提供的服務。當系統(tǒng)向上爬坡能力不足，存在供應不足限電風險；當系統(tǒng)向下爬坡能力不足，存在供應過剩棄電風險。因此，在現貨市場出清（或發(fā)電計劃安排）過程中，需要在各時段預留足夠的爬坡能力。
在國際上，以美國、英國、德國為代表的一些國家已經在積極探索爬坡輔助服務市場建設，并取得了一定經驗。目前美國中西部獨立系統(tǒng)運營商（MISO）、加州獨立系統(tǒng)運營商（CAISO）、英國和德國的電力市場均已通過市場化方式進行爬坡產品采購。
MISO和CAISO將爬坡和調頻服務歸于運行備用范疇，與事故備用相區(qū)別。事故備用通常在出現概率低但影響重大的突發(fā)情況下被調用，而調頻和爬坡在正常運行狀態(tài)下被連續(xù)的調用，爬坡資源在5-15min內根據調度指令進行出力。英國國家電力市場通過提供頻率響應、備用、無功調節(jié)等平衡服務來保障電網的實時供需平衡。快速備用作為備用服務的一種，其發(fā)揮的作用與MISO/CAISO中爬坡輔助服務的作用類似，采用月度競價的方式，中標資源在接收調度指令后2min內提供爬坡速率大于25MW/min的響應能力。德國在日內市場交易靈活性資源的爬坡能力，并據此對日前市場的機組組合進行調整，以應對小時內的靈活爬坡需求，合約拍賣的市場為15min市場。
除MISO外，CAISO、英國和德國的電力市場均允許儲能參與爬坡輔助服務。
二、山東省能源現狀及存在問題
山東省是國內第一大煤電裝機省份，是全國唯一一個煤電裝機過億的省份。截至2023年6月底，山東省發(fā)電總裝機約2億kW，其中，煤電1.075億kW，光伏4946萬kW（集中式1369萬kW，分布式3556萬kW），風電2421萬kW，風、光占比超過36.8%。同期，新型儲能裝機約283萬kW，其中獨立儲能約198萬kW。
圖2-1 山東省電力裝機規(guī)模（截至2023年6月）
傳統(tǒng)火電機組在深度調峰或啟停調峰過程中為保證爐內燃燒穩(wěn)定充分，需緩慢調整燃燒參數，爬坡時間長，爬坡速率約為1.5%/min（1000MW的火電機組，每分鐘變化15MW左右），不適宜大規(guī)模參與爬坡服務。聯合循環(huán)燃氣機組可以達到10%額定功率/min的爬坡速率，電化學儲能可以達到100%額定功率/min的爬坡速率，二者均可以實現快速的響應及正反向調節(jié)，但山東省燃氣機組、電化學儲能電站總量占比小。常規(guī)水電機組標準調節(jié)速率約20%額定功率%/min，但山東抽水蓄能電站較少，本次意見稿也未將抽水蓄能電站列入爬坡輔助服務供應商。
與此同時，山東電網風光新能源占比較高，光伏裝機總量全國第一，早晚時段光伏出力快速變化，電網系統(tǒng)爬坡壓力大。午間光伏發(fā)電能力大增，使得凈負荷呈現出兩頭高、中間低的“鴨形曲線”，而隨著光伏發(fā)電規(guī)模進一步提升，凈負荷曲線將演變成中間極低的“峽谷曲線”。“鴨形曲線”、“峽谷曲線”將給電網帶來持續(xù)和大規(guī)模的爬坡壓力。
圖2-2 加州電網凈負荷曲線圖（鴨子曲線、峽谷曲線）
一般而言，負荷變化的爬坡特征明顯、模式清晰，相對易于預測。相關研究表明，疊加風電后，凈負荷的爬坡容量需求提高，并且爬坡曲線更為陡峭，表明風電增加了電網的爬坡總量需求，同時短時間內要求更高的爬坡功率。另外，山東用電負荷大，2022年最大用電負荷超過1億kW，2023年預計突破1.1億kW，短時間的負荷波動也會帶來較大的爬坡需求。風、光出力以及用電負荷三者的波動性和隨機性疊加，再加上靈活性調節(jié)資源有限，電網爬坡壓力劇增?？梢灶A見，山東電網的爬坡需求隨著風光發(fā)電比例的提高和負荷的增長，將逐年提升。
根據山東能監(jiān)辦的數據，山東電網當前調節(jié)能力已不能滿足實際需求。在現貨市場運行中，部分時段已出現系統(tǒng)調節(jié)能力不足的情況。2022年實時市場共出現爬坡能力不足219次。其中，頂峰爬坡（向上爬坡）179次、調峰爬坡（向下爬坡）40次，爬坡能力不足時段占比0.625%（約55小時）。
頂峰爬坡（向上爬坡）能力不足主要原因是短時電源出力不足、負荷上升過快等。氣候條件突變導致風光出力不足或出現尖峰負荷時，易引發(fā)頂峰爬坡能力不足，導致短時間內供電能力不足。
調峰爬坡（向下爬坡）能力不足主要原因是短時電源出力過足、電網消納困難。風光大發(fā)、用電負荷短時間內下降較多，易引發(fā)電網向下爬坡能力不足，導致棄風棄光。
三、爬坡輔助市場分析
結合山東電網2022年爬坡能力不足的情況，分析2023年山東電網爬坡能力需求。爬坡功率考慮光伏、風電和負荷三個因素，光伏、風電按最大出力的5%，用電負荷按最大需求的3%粗略估算，對應的爬坡功率需求分別約400萬kW、300萬kW。其中，向上爬坡持續(xù)時長約50小時（200次），向下爬坡持續(xù)時長約15小時（60次）。隨著用電負荷的增長、風光新能源滲透率的不斷提高，這一需求也將進一步擴大。
儲能系統(tǒng)具備快速響應、雙向調節(jié)能力，可以通過靈活可控的充放電時段調節(jié)降低尖峰負荷、風光大發(fā)或跌落帶來的發(fā)用電不平衡對電力系統(tǒng)的影響，減少爬坡能力不足事件的發(fā)生?？紤]山東現有獨立儲能全部參與爬坡調節(jié)，當前階段也僅能覆蓋約1/2的電網爬坡能力需求。
2025年，山東省風、光新能源裝機規(guī)模將達到9000萬kW，屆時電網爬坡能力不足問題將愈發(fā)突出。2025年，山東省新型儲能的裝機目標是500萬kW，爬坡輔助服務市場容量足以允許全部的獨立儲能電站參與。獨立儲能電站憑借優(yōu)異的調節(jié)性能，有望獲得優(yōu)先調用，最大化地獲取爬坡服務收益。
意見稿提出，爬坡輔助服務與實時電能量市場聯合出清，按日統(tǒng)計（每日按96點）、按月結算，但并未給出爬坡服務參考價格。2023年上半年山東電力現貨市場放電價格平均在0.54元/kWh左右。如爬坡服務價格與此價格相當的話，約為135元/MW（按單次爬坡服務15min折算）。2023年4月，國家能源局東北監(jiān)管局發(fā)布了《關于開展<東北區(qū)域電力運行管理實施細則><東北區(qū)域電力輔助服務管理實施細則>模擬運行的通知》（東北監(jiān)能市場〔2023〕22號），對爬坡輔助服務給出了50元/MW的補償標準。
山東獨立儲能電站目前主要有容量租賃費、現貨市場價差收益、容量補償費三項收益。以100MW/200MWh儲能站為例，年收益合計約4000萬元。爬坡輔助服務單次持續(xù)時間短（5-10min）、日響應次數少，響應時段上大多可與其他服務錯開，基本不會對現有收益造成影響。此次新增爬坡輔助服務后，按滿功率參與爬坡、200次/年或400次/年，補償標準取較低的50元/MW，預計可新增收益100萬元/年或200萬元/年，約為現有收益的2%或4%。
山東省目前電力輔助服務市場暫時只開放調頻和AVC服務（儲能僅參與調頻服務），本次意見稿的公布，釋放了山東將進一步擴大電力輔助服務市場，通過市場手段實現儲能等靈活性電力資源高效調配的信號。隨著電力輔助服務市場的不斷擴充完善，獨立儲能電站勢必更積極地參與其中，提供包括爬坡在內的更多類型的輔助服務。
