2018年：中国火电储能调频项目对锂电池需求约100MWh

近年来，在新能源发电和电力负荷越发复杂的驱使下，我国电网调节能力的提升需求已经非常迫切。随着电力辅助服务规模的快速提高，原有的辅助服务定价机制，已经很难在促进辅助服务供给和控制成本上实现平衡。因此，市场化辅助服务将成为大势所趋，也与国家政策推进方向一致。

2017年火电+储能调频项目屈指可数，而今年全国项目数量已经增加至30个。随着此次广东调频辅助服务市场的正式运行，以及可预见的华东地区的调频辅助服务市场，未来“火电+储能”的调频模式料将会更多地出现。

调频需求日益提升，市场化改革倒逼低成本调频需求

(一)调频服务规模不断提升，市场化改革优化资源配置、控制补偿成本

电网规模、负荷结构日趋复杂，调频需求日益提升。电网频率的稳定性并不是孤立的，而是与电力系统的结构息息相关。在华东、南方区域，电网最大负荷日益增加，电网结构日趋复杂，这都对电网的稳定运行带来了挑战。华北地区，因为京津冀电网的高质量标准，加之张家口地区新能源渗透比率的提升，使得对山西、内蒙及河北地区的火电调频质量提出了高要求。这些地区是目前我国调频辅助服务需求最大的几个区域。

电网频率变化是电网功率不平衡的累计结果。大型同步发电机是我国电力系统的主要电源形式，其转子转速与发电频率密切相关。而转子转速的变化，主要由于其动能的变化，当转子的输入能量(机械能)与输出能量(电磁能)不一致时，就会影响其自身的动能，造成了转速变化，进而改变了发电频率。因此，电网频率变化实际上是电网功率不平衡累计的结果，需要不断的通过“调频”进行不断地修正。

一次调频是基础，二次调频是电力系统功率平衡的关键。对于单个机组而言，只要保证了自身转速即可实现基本的频率稳定，但是对于大电网系统机组自身的一次调频是无法满足需要的。大电网频率稳定需要调度中心协调全部机组的出力，来不断地调节系统的频率，通过“二次调频”稳定电网频率。从效果看，“二次调频”是调度中心实时调整所辖机组的出力大小来实现的。因此，“二次调频”的本质是“自动发电控制”，简称AGC。

(二)调频性能影响补偿费用与市场报价排序，刺激储能辅助调频装置需求

调频性能成为影响补偿价格的因子。根据《规则》，调频里程补偿费用由调频里程、调频结算价格、综合调频性能三者计算得出。而其中的综合调频性能的主要因子为调节速率、响应时间和调节精度。此外，在报价相同的机组间，性能优异的优先调配。所以，火电机组的调频性能将会成为电厂重点关注的目标。一方面，直接影响了最终获得的补偿费用;另一方面，也将影响主体在市场参与中的报价排序。因此，锂电池储能辅助调频系统有望成为煤电厂的青睐，用以辅助煤电机组优化调节性能。

通过《规则》中队调频性能的规定，以及对于市场排序价格的定义，调频性能越高的发电单元，其在市场报价中的排序位置会更具有优势，同时，其获得的补偿费用也将更多。《规则》文件中，还对各类发电单元的标准调节速率、响应时间等做出了规定。其中，火电机组AGC相应时间应小于1分钟，水电机组AGC的响应时间应小于20秒。

煤电AGC机组成本较高、性能差，水电AGC成本较低、资源有限，储能调频最为灵活。火电机组正常AGC运行中，一方面影响了其最优发电曲线，导致其经济性下降。另一方面，由于AGC指令的频繁反复变化(平均1——2分钟变化一次)，使得机组的燃料、给水、送风等各控制量也大幅来回波动，此时虽然主汽压力、温度等被控参数较为稳定，但会造成锅炉水冷壁和过热器管材热应力的反复变化，容易导致氧化皮脱落，大大增加了锅炉爆管的可能性。

因此，火电机组AGC的机会、运维成本、折旧成本都非常大。而水电控制环节较少，调频性能也与火电机组相差不多。但是水电受限于资源问题，其灵活性也受到了一定限制。锂电池储能系统通过电力电子装置，控制环节最为简单，因此其控制性成本也最优。

(三)独立储能电站有望参与市场，费用缴纳主体范围扩充

1、储能装置、独立储能电站有望参与调频辅助服务市场。

根据《规则》对调频辅助服务提供者的规定，允许第三方辅助服务提供者与上述发电单元联合作为调频服务提供者;第三方辅助服务提供者指具备提供调频服务能力的装置，包括储能装置、储能电站等;允许由省级及以上电力调度机构调管的独立第三方辅助服务提供者作为调频服务提供者，相关实施细则另行制定。

根据2018年1月南方能监局出台的《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)》，2MW/0.5小时级以上的储能电站可以作为独立主体并网并提供辅助服务，并且明确规定储能电站独立参与辅助服务市场的，按照市场规则开展，对应的品种不再按本细则进行补偿。我们认为，南方能监局这两份文件已经对储能电站参与并网进行了详细的规定，广东省已经具备了独立储能电站参与调频市场的制度基础。2、六类主体缴纳补偿费用，费用来源延伸至市场化交易电力用户。

《规则》中规定了六类补偿费用缴纳者：1、省调及以上直接调度的并网发电厂(除去抽水蓄能、BOT电厂);

2、地调及以上直调的30MW及以上风电场、10kV及以上并网的集中式光伏电站，容量2MW/0.5小时及以上的电化学储能电站，自备电厂;3、南方区域内以“点对网”方式向广东送电并接入南方电网统一调频控制区的电源;4、基于政府间框架协议送广东年度计划外的省间市场化送电电量;5、按国家核定输配电价参与广东电力市场化交易的电力用户;6、其他需要缴纳的费用主体。起步阶段，只有第1、2、3、4规定的主体按照发电量缴纳。我们认为，辅助服务费用从原有的电源侧分摊，逐步向电力用户侧分摊是电力市场改革的重要标志，这意味着广东省与电力现货市场相配合的辅助服务体系已经逐步成型。维护电网平衡的辅助服务费用将会有所有电网主体征收，有望大幅减轻电源侧的补偿费用缴纳规模，进一步刺激辅助服务提供积极性。

储能需求爆发是增长，全年储能锂电池需求有望突破1GWh今年以来“火电+储能”调频、电网侧储能(河南、江苏)、新能源发电配套(新疆、青海)等储能项目呈现爆发态势，对于锂电池需求带来了很大的边际变化。2017年，“火电+储能”调频项目屈指可数，而今年全国项目数量已经增加至30个，并且下半年将会密集开工一批项目。以山西为例，2017年项目数量仅为3个，今年已有12个。从区域范围来看，已规划出台调频辅助服务市场包括有华北区域(山西、京津唐)、广东，两个主要区域，此外华东区域也大概率在下半年推出市场化。目前，山西、内蒙(华北电网区域部分)、广东等省份的“火电+储能”调频项目陆续落地，市场望继续爆发。

我们测算，今年火电储能调频项目对于锂电池的需求在100MWh左右、电网侧储能项目已有300MWh、新能源配套已有项目200MWh左右，如果下半年进一步增加，我们预计全年单纯锂电池储能项目就有接近1GWh左右。而2017年我国新增投运的电化学储能装机量仅有390MWh，且今年的储能增量均来上述提到的三个全新领域。因此，我们有望看到今年储能需求的爆发式增长。