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1、1、什么是电力辅助服务，市场空间有多大？1.1、政策推动电力辅助服务市场化2021年12月21日-国家能源局修订发布电力辅助服务管理办法、重点对辅助 服务提供主体、交易品种分类、电力用户分担共享机制、跨省跨区辅助服务机制等进 行了补充深化。电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量， 促进清洁能源消纳，除正常电能生产、输送、使用外，由火电、水电、核电、风电、 光伏发电、光热发电、抽水蓄能、自备电厂等发电侧并网主体，电化学、压缩空气、飞轮等新型储能，传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、 电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电 厂等形式聚合）提供的
2、服务。修订电力辅助服务管理办法的目的是推动构建新型电力系统-规范电力辅助服 务管理，深化电力辅助服务市场机制建设，国家能源局市场监管司答记者问中提到， 近年来我国电力行业电源结构、网架结构发生重大变化，电力装机规模持续扩大， 清洁能源发展迅猛，辅助服务市场建设面临新的挑战。系统运行管理的复杂性不断 提高，对辅助服务的需求量显著增加，现有辅助服务品种需进一步适应系统运行 需要：仅通过发电侧单边承担整个系统辅助服务成本,已无法承载系 统大量接入可再生能源产生的需求：跨省跨区交易电量规模FI益扩大，省间辅助 服务市场机制和费用分担原贝U有待完善；新型储能、电动汽车充电网络等新产业 新业态也亟须市场化
3、机制引导推动发展。表1 :电力辅助管理办法主要修订内容扩大辅助服务提供主体由并网发电厂扩大到包括新型储能、自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业 可中断负荷、电动汽车充电网络、聚合商、虚拟电厂等规范辅助服务分类和品 种对电力辅助服务进行重新分类，分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急 及恢复服务，新增引入转动惯量、爬坡、稳定切机服务、稳定切负荷服务等辅 助服务新品种明确补偿方式与分摊机 制按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，确定补偿方式和分摊机 制。明确了各类电力辅助服务品种的补偿机制，其中固定补偿方式按“补偿成 本、合理收益”的原则确定补偿力度；市场化补偿形成机制考虑电力辅助服务
4、成本、合理确定价格区间、通过市场化竞争形成价格。在分摊方面，为电力系 统运行整体服务的电力辅助服务，补偿费用由发电侧单边承担扩展至发电企 业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊，逐步将非市场化电力用户纳 入补偿费用分摊范围。逐步建立电力用户参与 辅助服务分担共享机制根据不同类型电力用户的用电特性，因地制宜制定分担标准。电力用户可通过 独立或委托代理两种方式参与电力辅助服务，其费用分摊可采取直接承担或 经发电企业间接承担两种方式。在电费账单中单独列支电力辅助服务费用。健全跨省跨区电力辅助 服务机制跨省跨区送电配套电源机组纳入电力辅助服务管理，原则上根据调度关系在送 端或受端电网参与电力辅助服务
5、。为保障跨省跨区送电稳定运行提供电力辅 助服务的发电机组，应当获得相应的电力辅助服务补偿。辅助服务市场规模有望扩大-预计2030年规模可达1980亿元。据国家能源局 披露，辅助服务FI前市场规模占约占全社会总电费的1.5% ,未来有望达到S以 上并随新能源大规模接入不断增加。根据中电联、国家能源局相关预测，2025 年、2030年全社会用电量预计达到9.5万亿kWh、11万亿kWh。假设电价维 持2018年全国平均销传电价0.6元/kWh,根据国际经验，辅助服务费占全社会 用电费用的比例取3%, 2025年、2030年辅助服务市场规模将分别达到1710 亿元、1980亿元。表5:辅助服务市场规
6、模测算资料来源：中电联、国家能源局、用电规模（亿千瓦时）电价（元每 千瓦时）总计电价（亿元）服务费率服务费（亿元）2025950000.6570003%171020301100000.6660003%19802、电力辅助服务如何实现供给？电力辅助服务的目的是维持电力系统安全稳定运行-电力系统运行的根本目的 是在保证电能质量的条件下-连续不断的供给用户需要的功率，实现电力系统的平 衡。与一般商品不同，电能的生产、输送、分配和使用是在同一时刻完成的， 发电厂在任何时刻生产的电能恰好等于该时刻用户消耗的电能，即电力系统中的 功率每时每刻都是平衡的。电力系统的功率平衡包括有功功率平衡和无功功率平衡,对
7、应电力辅助服务的 有功平衡服务和无功平衡服务。此外电力辅助服务还有事故应急及恢复服务用于电 力系统故障时的处置与故障后的系统供电恢复。美国PJM市场电力装机结构与国内比天然气机组占比较高风电光伏占比较低 在2021年三季度末天然气机组与光伏风电机组装机容量占比分别为46.5% J%和0.8%OPJM市场辅助服务不包含调峰，在2021年前三季度电费中占比1.3% 辅助服务构成中占比最高的为无功平衡服务。图15 :美国PJM电力市场区域图16 ：美国PJM市场电力装机结构884 _ 点 ? 冒.?_ 6102.S2 专.7 S 尊 7 与 7 旨.s2 i.s7_ 冒.?_ 8X.S7_ n_ i
8、.s7_State of the Market Report for PJM 2021Q3、State of the Market Report for PJM 2021Q3、图17 : 2021年9月国内发电装机容量结构（万千 瓦）图18 : 2021年前三季度美国PJM市场每MWh电价包含的辅助服务费用结构（美元）277. 812. 11%光伏 水电 ,火电 核电 风电0. 0911.25%妙4758. 75%无功平衡调频黑启动备用wind、wind、(State of the Market Report for PJM 2021Q3、2.1、有功平衡服务有功平衡服务包括调频调峰、备用、转
9、动惯量、爬坡等电力辅助服务。有功平衡 指电力系统在运行时输入到发电机的总功率和输出的电磁功率平衡-即发电与负荷 的平衡。电力系统运行时并联发电机转速必须保持一致，此时电机共同的频率就是 电力系统额定频率。电力系统的负荷不断变化会引起发电机输出电磁功率改变，造成 有功功率平衡被打破，发电机的机械转子转速发生变化。假设输入功率不变，则负荷 增大时转子减速，系统频率下降，负荷减小时转子转速增大，系统频率上升。有功平衡服务通过调整发电机有功出力，提供响应系统变化率的 正阻尼调整发用电功率的方式减少系统频率偏差阻止系统频率突变，维持系统 功率平衡。表6:有功平衡服务汇总资料来源：国家能源局、服务原理目的
10、一次调频常规机组通过调速系统的自动反应、新能 源和储能等并网主体通过快速频率响应， 调整有功出力当电力系统频率偏离目标频 率，调整有功出力减少频率偏差二次调频并网主体通过自动功率控制技术，包括自 动发电控制（AGC）、自动功率控制（APC）等，跟踪电力调度机构下达的指 令，按照一定调节速率实时调整发用电功 率调峰并网主体根据调度指令进行的发用电功率 调整或设备启停跟踪系统负荷的峰谷变化及 可再生能源出力变化，平衡 发电测与负荷侧备用并网主体通过预留调节能力，并在规定的 时间内响应调度指令保证电力系统可靠供电转动惯量并网主体根据自身惯量特性提供响应系统频率变化率的快速正阻尼在系统经受扰动时，阻止
11、系 统频率突变所提供的服务。爬坡具备较强负荷调节速率的并网主体根据调 度指令调整出力应对可再生能源发电波动等 不确定因素带来的系统净负 荷短时大幅变化，维持处理 平衡2.1.1、调频服务：储能性能最优调频是指电力系统频率偏离目标频率时并网主体通过调速系统、自动功率控制等 方式，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。调频分为一次调频和二次调频“ 一次调频是指当电力系统频率偏离目标频率时，常规机组通过调速系统的自动反应、 新能源和储能等并网主体通过快速频率响应，调整有功出力减少频率偏差所提供的 服务。二次调频是指并网主体通过自动功率控制技术，包括自动发电控制（AGC）、自动功率控制（APC）等，跟
12、踪电力调度机构下达的指令，按照一 定调节速率.实时调整发用电功率，以满足电力系统频率、联络线功率控制要求的服 务。电力系统中常规机组一般都参与一次调频-二次调频则由选定的部分电厂发 电机组承担，负有二次调频任务的电厂通常称为调频厂。电力系统负荷变动的特性可分解为具有不同变化幅度与周期的随机分量、脉动分 量和持续分量,随机分量负荷变化周期在10秒钟以内，在区域负荷的1%以内 浮动，波动频繁每小时高达上百次，通过愦性响应和一次调频调节；脉动分量伊 荷变化周期一般在10秒钟到15分钟之间，在区域负荷的2.5%以内浮动，波 动次数每小时20到30次，通过二次调频调节；持续分量负荷变化周期长，在 区域负
13、荷的40%左右浮动，波动次数每天十次以内，需要根据负荷预测、确定机 组并安排发电计划曲线进行平衡“图19 ：电力系统负荷特性曲线图19 ：电力系统负荷特性曲线图20 :电网频率调节过程略、电化学储能调频性能最优，其次是水电、气电和煤电。表征AGC机组调频性能 的参数有4个，分别是调节速率、响应时间、调节精度以及综合指标。调节速率指 发电机组响应AGC控制指令的速率，常规煤电调节速率为额定容量的 1.5%/min,燃气机组为装机总容量的3%/min,水电为装机容量的20%/min,电 化学储能系统可在1秒内完成额定容量调整。响应时间指的是发电单元响应 AGC指令的时间延时，燃煤机组响应时间约1分
14、钟，水电响应时间约20s,电 化学储能的响应为2秒。调节精度指的是发电单元响应AGC指令的精度，燃煤 机组调节误差在1%以内，而储能调节跟踪曲线几乎可以与AGC指令重合。表7:调频性能指标资料来源：北极星储能网、调频指标含义定义KI调节速率Kl=本机组实测调节速率/控制区域内所有机组平均调节速率K2响应时间K2=l-发电单元响应延迟时间/5minK3调节精度K3=l-发电单元调节误差/发电电源允许调节误差（允许误差为额定出力的1.5% ）K综合指标K=0. 25* (2*K1+K2+K3)图21 :火电机组与电化学储能AGC响应曲线调度AGC指令调节反向&8W079Z -T0*/.8SZ ZT
15、mz.9一耳沼O 51 O2 2 Auw-*toroTI,斜二39一二FZ. o-rcw .mow38EN 9T8SI20时刻储能出力调度AGC指令精确输出瞬闾调节快速折返E8Z 9T/.M 03Z -T99Z 0*3时 3一*/. 9一二3 onoz fo-oz 98 03资料来源：火电机组与储能系统联合自动发电控制调频技术及应用、电化学储能通过快速精确的控制自身功率的吸收与输出实现调频功能。电化学 储能系统主要由电池组和变流器两部分组成，变流器实质上是大容量电压逆变器, 用于实现电池直流能量和交流电网之间的双向能量传递。图22 :电化学储能原理图能量管理系统EMS调控中心储能设备储能换流器PCS TACAC变压器岁各开关X I逆变器资料来源：储能电池参与电网二次调频参数优化、储能电池在电力系统中应用首先要选择合适的功率和容量配置。储能电池倍率 为电池充放电电流与容量的比值，是表征其充放电性能的重要参数，倍率越大充 放电速率越大越适于对功率
