电化学储能参与调频市场的贡献评估方法

电化学储能参与调频服务市场、秒级响应联络线功率偏差，而衡量联络线功率偏差控制的指标CPS1和CPS2是由分钟级的联络线偏差电量累计值计算得到的，难以客观评价储能对调频的贡献。为此，提出了一种电化学储能参与调频服务市场的贡献评估方法。该方法将区域控制偏差作为反映储能电站调频作用的影响变量，通过建立“储能电站调频功率”与“区域控制偏差ACE”间的关联性，得到储能调频对区域控制偏差的作用值，进而构建衡量储能对系统调频贡献程度的指标；基于置信水平，分析储能对调频贡献程度指标的分布情况，确定储能在调频市场的贡献及经济效益。根据某省级电网的实际运行数据进行测算的结果表明，该方法能准确衡量储能的调频贡献，为科学合理地制定储能参与调频服务机制提供依据。

（来源：中国电力 作者：宋少群, 熊嘉丽, 张伟骏, 惠东, 牛萌, 戴立宇, 蔡强）

引言

电化学储能作为一种灵活性调节资源，可为电网提供调峰、调频、旋转备用、黑启动等辅助服务，提升电网正常运行方式下的调节能力，并作为应急电源，确保故障和异常工况下电力系统的安全运行，也可以与化石能源、非化石能源联合运行，提高火电、核电机组利用率，促进新能源消纳与高效利用水平，或用于用户侧需求侧响应，发挥削峰填谷作用，达到供需平衡[1-2]。凭借其优异的调节性能，电化学储能在实现“双碳”目标、推动能源清洁低碳安全高效利用、构建多元化清洁能源供应体系中，有望扮演重要角色。储能参与辅助服务市场的研究取得了一些成果。

文献[3]提出了基于鲁棒模型预测控制的运行策略，以解决基于概率场景的随机优化方法存在的概率密度函数难以准确获取的问题。文献[4]提出了一种计及机组降损与延缓投资收益的储能经济效益建模及评价方法，以解决电源侧电池储能参与辅助服务的间接效益无法量化致使收益分配依据不足的问题。文献[5]为使储能系统更好地辅助传统调频机组参与电网的自动发电控制，提出一种基于动态仿真滚动优化和多目标网络自适应搜索算法的优化控制策略。文献[6-9]探讨了火电与储能联合提供二次调频服务的策略。文献[10-12]探讨了风电与储能联合提供二次调频服务的策略。文献[13]利用动态可靠性评估模型对储能接入光伏电站的成本和收益进行分析，基于储能改善光伏出力不确定性影响系统频率的效果，以最小化系统总发电成本为目标，评估光伏配置储能的方案。文献[14]构建了计及储能良好调频性能的储能电站参与调频场景，探讨了储能参与调频市场机制。文献[15]对电化学储能对调频指令的响应方法进行了研究，基于模型预测控制方法，提出了一种考虑退化成本的电化学储能控制技术。文献[16]提出了一种电化学储能与传统风机协同参与系统二次调频的控制策略。文献[17]提出了一种基于动态自动发电控制能力的电化学储能系统参与电网AGC的控制策略，但未考虑储能提供调频服务的经济性。综上，现有文献对储能的研究集中于对储能本身的控制技术、储能参与市场的策略以及储能参与市场的机制方面，对电化学储能参与调频市场的贡献度量化评估方法缺乏深入研究。

电化学储能电站响应速度快，调频性能优于常规电源，参与调频有助于进一步减少联络线偏差，但通过对福建省一座独立式电化学储能电站4个月的历史数据分析发现，部分时刻的储能电站调频动作对联络线偏差控制是无效的，因此，需要研究一种可以准确评估储能对调频服务贡献程度的方法，为科学合理地制定储能参与的调频服务市场机制提供依据。

本文提出一种电化学储能参与调频服务市场的评估方法，将区域控制偏差作为反映储能电站调频作用的影响变量，建立“储能电站调频功率”与“区域控制偏差”间的关联性，得到储能电站调频作用对区域控制偏差的作用值，进而构建衡量储能电站调频作用对系统贡献程度的指标。运用概率统计学方法，分析储能电站调频作用对系统贡献程度指标数据的分布情况，总结其规律。依据储能电站对系统调频实际贡献程度来确定补偿，既能保证调频服务市场平稳运行，又能客观准确衡量储能电站调频贡献，促进电化学储能产业健康有序发展。

1 国内外储能参与调频服务市场情况

1.1 国外相关政策和实践

1.1.1 美国储能调频服务市场

美国联邦能源监管委员会（FERC）通过一系列法令，确立了储能的市场主体定位，针对储能设计了相应报价、出清、结算和监管机制，完善了辅助服务市场相应规则，推动储能技术在美国电力系统中的规模化应用。

其中，调频服务市场是储能在美国电网中应用最大的市场。以2018年为例，储能提供了美国PJM市场平均27%的调频服务，最高时可提供47%的调频服务。考虑到储能与传统调频电源调节性能的差异，美国FERC发布的755号命令中要求各区域输电组织（RTO）与独立系统运营机构（ISO）在调频市场中引入计及调频效果的补偿机制。

各ISO为储能参与市场做出了各种机制探索。以美国宾州-新泽西-马里兰电力市场（PJM）和加州电力市场（CAISO）为例，PJM与CAISO均采用调频市场与电能量市场联合出清方式，以总购电成本最小对调频容量需求与电能量需求进行统一优化，但二者出清模型与价格机制存在一定差异，详见表1[18]。PJM的实时出清市场中，调频容量价格为调频市场出清价格（边际价格）减去里程价格（被调资源的边际里程报价）。

表1 储能参与美国PJM、CAISO市场方式

Table 1 Energy storage participation mode in the PJM and CAISO market in the USA

美国的大多数电力市场的RTO/ISO在调频服务市场的补偿机制中已经引入调频性能指标，例如PJM市场引入了较为严格的调频性能考核方法，各类资源在PJM市场中获得的调频容量收益与调频补偿收益都与调频性能指标挂钩，通过该指标的设立很大程度上区分了调频服务的质量，有利于激励供应商提供更优质的服务。相对而言，CAISO市场只在调频里程收益中考虑调频性能指标，调频性能高的储能电站优势并不明显[19]。

1.1.2 英国储能调频服务市场

在英国市场，储能可以通过多种方式获利。储能可以参与电力现货市场，或是在场外签署中长期购售电协议，也可以通过平衡服务市场为电网提供调频、备用、功率支撑和黑启动等多种辅助服务。在服务内容互不冲突情况下，储能可以参与所有符合准入门槛的辅助服务产品，其收益为参与的各辅助服务收益之和。

现阶段，各类频率响应产品已成为英国储能电站获取收益的主要来源，包括强制频率响应、固定频率响应、动态高低频服务、静态低频服务和动态遏制。调频补偿仅基于调频容量和时间的可用性费用（相当于容量补偿），不计算调频里程，也不考虑性能指标。

1.2 国内相关政策和实践

电化学储能作为新型电力系统与 “互联网+”智慧能源的重要组成部分，凭借其响应速度快、调节速率快、调节精度高的运行特性，在调峰、调频、快速爬坡等环节起到了重要作用，且应用范围有逐渐扩大的趋势[20-22]。近年来，随着中国电化学储能技术不断成熟、成本逐渐降低、商业化模式日益清晰，其装机容量还在高速增长。截至2020年底，中国电化学储能累计装机3.27 GW，全年新增装机1.56 GW，同步增长145%[23]。2021年3月，中央提出加快构建以新能源为主体的新型电力系统，储能作为支撑新型电力系统构建的重要技术和基础装备，国家出台储能相关政策，多个区域及省份也相继出台了独立储能作为市场主体参与辅助服务的相关政策。

相比于燃煤机组、水电机组等传统调频资源，电化学储能因其响应速度与调节速度的优势，提供调频辅助服务的效果明显较好，在部分市场中其调频效果能达到传统调频机组的20倍以上[24]。电化学储能作为重要的灵活性资源，凭借快速的响应和灵活的布置方式率先在自动发电控制（AGC）调频领域取得商业化突破，其应用从山西、蒙西、京津唐、广东正在向江苏、浙江等地扩展。表2为各省（地区）储能参与调频市场相关政策。

表2 各省（地区）储能参与调频市场相关政策

Table 2 Policies for energy storage participating in frequency regulation market in different provinces and regions

从表2可以看出，储能提供调频辅助服务在各个地区调频市场均可获得里程收益（调用补偿），部分地区调频市场可获得容量收益（基本补偿）。里程收益的计算模式可归纳为基于储能电站实际的调频里程或调节深度，通过各地区自行规定的“综合调频性能指标”“调节系数”对储能电站调频效果进行修正，并按固定价格或出清价格进行计算。容量收益的计算模式则均为按各地区规定的固定价格对中标容量收益进行计算。

1.3 存在的问题

前期，为鼓励储能产业迅速发展，国内各地政策补偿系数较高，储能设施盈利空间大，引发社会投资主体争相进入，导致建设规模不可控。2021年7月，《国家发改委、国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》指出，要因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务市场机制。一些省份也注意到电化学储能市场化发展的问题，采用了“一刀切”的原则，如更改衡量机组调频性能参数的计算方法、下调调频申报价格上限等，影响了市场对储能产业的正向激励、培育作用。

当前国内外调频市场存在的主要问题是缺乏统一有效的储能电站调频贡献度评估方法。在国内现有储能参与调频市场的获益方式中，与火电等传统调频资源的区别主要是里程收益（调用补偿）的计算方式不同。各地区多采用综合性能调频指标，对储能电站的调频里程进行修正，使之更贴近资源实际调频效果。但各地区的综合性能调频指标计算方法包含的维度不一，且计算方法随意性较大，对采用综合性能调频指标修正储能电站贡献度的效果，也缺乏合理的量化评价方法。

以国内一座由第三方投资的电网侧独立式电化学储能电站为例，其参与调频服务市场的收益与其对电网实际贡献程度存在不匹配的问题。根据该座储能电站4个月运行数据进行测算分析，电化学储能电站参与电网调频具有以下特点。

（1）储能调节响应性能优异。储能调节速率为火电机组的20~50倍，水电机组的3~5倍；响应时间为火电机组的1/8~1/15，水电机组的1/4~1/6；调节精度为火电机组的1/30~1/60，水电机组的1/15~1/25。

（2）储能总体可调节容量偏小。该储能电站的调节容量为±30 MW，最大可调节容量为60 MW，占全网系统调频容量总需求的3%~6%。

（3）储能调频的里程与贡献度不匹配。该储能电站参与AGC后，全网调频里程增加20%~30%，其中储能调频里程占比为35%~50%，但是系统调频的关键指标CPS1和CPS2上没有得到可观测的提升。主要原因是：衡量联络线功率偏差的指标CPS1和CPS2指标是根据分钟级的联络线偏差电量累计值来计算的，而储能是秒级响应，部分储能动作值对联络线功率偏差控制是无效值。

因此，需要根据以上特点，对储能参与系统调频的贡献情况进行客观评估，以储能电站对系统调频贡献程度来确定调频补偿。

2 储能电站调频贡献度评估方法

2.1 评估方法

电网的任一变量数据受到该时段储能电站调频功率、全部并网发电机组出力、电力负荷、频率等变量时变性的共同影响，且该储能电站调频容量小，难以通过直接观测的方法找到与储能电站调频作用关联的“系统变化量”。因此，本文提出以非时变的方法推导得到储能电站调频作用的“系统变化量”来评估储能电站调频贡献。

已知任一时刻的所有并网机组出力、联络线功率与负荷之和为零，即

式中：PCL为联络线实际功率；PGi为机组实时输出有功功率；PL为系统有功负荷；n为并网机组数。

PCL可用联络线计划功率PCL_P和联络线功率偏差ΔPCL表示，即

对于具有旋转惯量的调频机组（共m–1台），其实时功率等于机组不可调功率部分PGi_不可调与调频功率PGi_可调叠加。而储能电站参与调频时，实时功率P储能就是其调频功率。结合式（1）和（2），可得到

所以，联络线功率偏差ΔPCL是与所有调频机组的调频功率强相关，可将联络线功率偏差ΔPCL作为反映储能电站调频作用的影响变量。

互联电网AGC控制模式通常采用联络线偏差控制模式（简称TBC模式），即频率与联络线偏差控制模式。在TBC控制模式下，区域控制偏差ACE反映了整个控制区内总发电与总负荷的平衡情况。ACE由联络线实际潮流与计划偏差以及系统频率与目标频率偏差构成，充分考虑控制区系统当前发电、负荷、频率等因素。ACE计算公式为（不考虑无意交换电量与时差矫正）

式中：∆Pt为目标控制区联络线潮流偏差之和；B为电力系统的频率系数；∆f为系统频率偏差。

从控制论角度来看，AGC是一个通过调节发电机出力使由于负荷变化和机组出力波动而产生的ACE不断减少直到为零的闭环控制过程。因此，互联电网ACE作为反映储能电站调频作用的影响变量更为合适。

本文提出的电化学储能参与调频服务市场贡献评估方法，首先是根据储能参与调频服务市场后，联络线功率偏差每分钟均值（记为ΔPi_CL）、频率偏差每分钟均值（记为Δfi）、储能电站每分钟出力均值（记为Pi_储能）、其他参与调频的水电机组、火电机组、抽蓄机组功率每分钟均值（记为ΔPi_其他调频机组），构建评估模型。通过联络线功率偏差，建立“储能电站调频功率”与“区域控制偏差ACE”之间的关联性，采用多时间尺度逐步累加的方法，得到储能调频作用对区域控制偏差的作用值（以下简称“系统变化量”），进而构建衡量储能调频作用对系统贡献程度的指标。此方法适用于储能秒级响应的调节特性，同时可运用概率统计学方法，分析储能调频作用对系统贡献程度指标数据的分布情况，总结其规律。

2.2 贡献程度指标计算方法

电化学储能电站参与调频服务市场对系统贡献度的计算流程如图1所示。

图1 储能贡献计算流程

Fig.1 Calculation process of energy storage contribution

具体计算方法如下。

（1）计算每分钟省级电网区域控制偏差，即ΔPi_ACE为

式中：B =–451.9 MW/(0.1 Hz)。

（2）计算储能参与调频对互联电网AGC起有效作用的时刻占比。

将区域控制偏差ΔPi_ACE与储能电站出力Pi_储能做差，即ΔPi_ACE–Pi_储能，并与实际的区域控制偏差ΔPi_ACE相比较，计算它们绝对值的差值是否为正。

得出每日1440个点中差值为正的数量占比，即为当日储能调频对于ACE偏差起同向作用的比例，可认为该比例体现了储能参与调频中对区域控制偏差ACE的调节起同向作用的占比。同理，也可以得到储能参与调频对互联电网区域控制偏差ACE起反向作用的占比。

（3）计算每日的省级电网区域控制偏差ΔPd_ACE。

对每日1440个点的分钟级ΔPi_ACE求和，可表示为

（4）计算储能不参与调频服务市场时，互联电网的区域控制偏差ACE。

按照每分钟的时标，将原始区域控制偏差ACE的值逐点对应扣除储能调频功率，即ΔPi_ACE–Pi_储能；接着以天为量纲，对扣除储能出力的区域控制偏差值取绝对值并求和，记为ΔPd_无储能调频

（5）计算储能调频作用对每日区域控制偏差ACE的作用值，即系统变化量Yd_储能为

（6）计算储能调频贡献。

分别计算出其他参与调频的机组对每日联络线功率偏差的影响量。由此计算得到扣除储能及常规机组调频作用的ACE控制偏差ΔPd_无调频。将系统变化量除以日联络线功率偏差值（已扣除储能及常规机组调频作用），作为每日储能调频作用对ACE偏差的贡献Gd_储能，即有

（7）基于每日的贡献Gd_储能，用统计学的方法，以百分比的形式计算出储能对区域控制偏差ACE的月平均贡献。

3 案例分析

3.1 储能电站参与调频市场的贡献计算

采用福建省一座独立式电化学储能电站4个月的历史数据，包括每分钟联络线功率偏差、每分钟储能出力功率、其他参与调频的水电站和抽蓄电站的每分钟功率。

由于提供的基础数据是每分钟的平均值，在计算储能1 min内的贡献时，会出现大于100%或小于–100%等极其不合理的结果，且概率不小。因此在计算每日的省级电网区域控制偏差ΔPd_ACE，也就是式（7）之前，需要将不合理数据进行剔除。本文计算每分钟Pi_储能/（ΔPi_ACE–Pi_储能），以数据不合理量置信度5%、7.5%、10%和20%的条件对其进行剔除，依据剩余数据计算每日的省级电网区域控制偏差ΔPd_ACE，进而统计分析储能调频对区域控制偏差的日贡献，结果如表3所示。

表3 以5%、7.5%、10%、20%的数据不合理量置信度剔除时储能贡献

Table 3 Contribution of energy storage with an elimination of unreasonable data by 5%, 7.5%, 10% and 20%

按照上述统计评估方法，计算分析得出主要结论如下。

（1）储能电站可在分钟级有效减缓控制区ACE持续恶化的趋势，进一步降低常规机组的调频压力，有利于提升系统动态调节性能。

（2）储能电站实时响应AGC指令，始终处于调节状态，但是并非储能电站每个实际调频里程都对联络线偏差起到正向作用。从计算结果来看，储能电站参与ACE调节正确出力方向占比为69.5%，表明储能电站参与调频大部分里程动作对电网区域控制偏差调节起正向作用。

（3）储能调频作用对ACE偏差的贡献比例范围为[4.4%~15.4%]，计算不同置信度时储能贡献的平均值分别为9.9%（置信水平93.7%）、10.3%（置信水平95.6%）、11.3%（置信水平97.5%）、11.2%（置信水平97.6%）。

3.2 经济合理性分析

该储能电站总投资约25 999万元，运营、折旧和偿贷年限均按15年考虑，单位动态投资2390元/（kW•h）。通过3种调频补偿结算方法来进行经济性对比分析。

方法一：储能电站按照全部调频里程进行结算，测算该储能电站年投资收益率约为19%。因此，如果按照储能全部调频里程进行计费，无论从投资收益率角度，还是从对联络线偏差调节的实际贡献角度，都是不合理的。

方法二：考虑按照储能电站可参与调频容量与系统调频容量需求的比值来结算，即一个计费周期内：储能电站有效调频里程=全网等效调频里程×储能电站可参与调频容量/同时段系统调频容量需求。

一般储能电站调频容量较小，假设调频容量占系统调频容量约为3%，测算该站年投资收益率仅约为2.2%，收益大幅降低，难以实现盈亏平衡。

方法三：采用本文提出的储能调频贡献计算方法。一个计费周期内：储能电站有效调频里程=全网等效调频里程×调频贡献。

若储能电站的调频贡献度取11.3%进行计算，测算该站年收益率约为6%，从投资收益率角度看较为合理。

可以看出，方法三较好地反映了储能电站对联络线偏差调节的实际贡献情况，并使储能电站获得较为合理的收益。

4 结论

本文根据储能电站参与调频服务市场实践，提出一种衡量储能电站对系统频率调节贡献的方法，利用电化学储能和常规机组的运行数据，对提出的贡献指标计算方法进行算例验证，证明了指标的有效性和储能电站调频作用对系统的正向作用。该方法对促进电化学储能电站有序、健康发展进行了有益的探索，为投资储能及参与调频服务的机制制定提供参考。其中，提出的贡献指标计算方法具有如下特点。

（1）该方法适用于电化学储能电站秒级响应特性，通过多时间尺度累加对比获得其每日调频贡献。

（2）提出的贡献指标同样适用于常规机组，能够对不同调节特性的调频资源进行评价对比，具有很好的通用性。

（3）该方法可有效滤除储能电站调频无效里程，从而以调频贡献程度来确定其合理调频补偿。