4月2日，儲能國際峰會暨展覽會2018(ESIE2018)在京召開。作為電力市場先鋒的廣東省，其在儲能領域的表現引發廣泛關注。

在用戶側儲能商業化之路主題峰會上，廣東電網公司儲能技術研究所所長趙偉介紹了廣東電力市場中儲能的機遇和挑戰，《能源》雜志特整理以下主要內容，以饗讀者。

目前，廣東調頻輔助服務市場已模擬運行，電力現貨市場即將建立，儲能身份得到認可，受到市場多元主體的關注，應用模式更加豐富，其一主多輔的多重價值有望得到進一步實現。

例如，在儲能的獨立調峰方面，《關于印發南方區域“兩個細則”(2017版)的通知》中，附有《南方區域電化學儲能電站并網運行管理及輔助服務實施細則(試行)》，適用于南方區域地市級及以上電力調度機構直接調度的并與電力調度機構簽訂并網調度協議的容量為 2MW/0.5小時及以上的儲能電站，補償標準為0.5元/kWh。

此外，廣東的輔助服務市場總體需求大，備用、儲能聯合火電機組調頻(AGC)、調峰需求位列前三。根據模擬運行階段情況分析，廣東平均日調頻收益高于京津唐和山西等地。

2018年1-2月，南方(以廣東起步)調頻市場模擬運行期間，共交易調頻里程323.49萬兆瓦，平均日交易里程4.45萬兆瓦，平均日調頻補償費用191.97萬元，平均成交價格34.79元/兆瓦。

首先，在用戶側。主要用戶為大工業用戶，盈利模式為峰谷套利、節省基本電價費用，峰谷價差為69.97分/kWh，典型代表為東莞五株電子分布式儲能(10kV接入，并網調度協議)。該模式比較單一、峰谷價差不高，回收周期9~10年。

其次，在輸配側，主要體現兩種應用模式。

第一種應用模式為延緩輸配設施升級改造，提升清潔能源消納能力。典型代表為某10kV線路，小水電裝機7.14MW，線路額定容量5.5MW，當前負荷1.3MW。在投資成本上，傳統擴容改造600萬元，采用儲能4000萬元(2MW/16MWh)。

該模式的優點是實施周期短、增量部署、靈活布置、適應負荷增長不確定性;缺點是儲能成本高、運行壽命相對較短。

另一種應用模式為降低配網峰谷差，提升電網設備整體資產利用率。典型代表為深圳寶清電池儲能站，規模為6MW，容量18MWh，主要收益來源于充電調峰服務，按每日2次充放電，日收益1.44萬元。不過，該模式目前儲能參與調峰缺乏容量補貼政策，收益來源少。

最后，在發電側。應用模式為儲能聯合火電機組調頻(AGC)。典型代表為某1000MW火電機組，配置儲能30MW/15MWh，主要收益來源于調節容量補償費用和調節電量補償費用，調頻里程補償費用和AGC容量補償費用。該模式利用儲能可以顯著改善機組調頻性能，增加機組市場競爭力。

趙偉認為，新修訂的《細則》首度承認了儲能電站可提供充電調峰服務，并明確了補償標準，但用戶側分布式儲能參與充電調峰服務存在障礙。

首先，存在計量計費和執行電價制度障礙。“兩個細則”是針對并網電廠的管理辦法，覆蓋電化學電站，即默認將其作為發電廠身份看待，因此用戶側(表后端)的儲能裝置應不能參與充電調峰服務并享受補貼。但是可以借鑒抽水蓄能的兩部制電價。

抽水蓄能電站經營模式包括國家核定租賃模式和兩部制電價模式(容量電價、電量電價)。發改價格[2014]1763號文規定，抽水蓄能電站發電電價按燃煤機組標桿上網電價執行(廣東0.4505元/千瓦時);抽水電價按燃煤機組標桿上網電價的75%執行;抽水蓄能電站的能量轉換率一般在75%左右。

其次，電化學儲能電站補償費用繳納和考核定價標準仍不明確。“除燃煤、生物質、核電機組按時段深度調峰輔助服務費以外，其余機組按其上網電量繳納深度調峰輔助服務費。”

應注意的是，“并網發電廠考核金額=并網發電廠考核電量×所在結算省(區)上一年平均上網電價(或考核費用)+黑啟動考核金額”計算方式并不適用于儲能電站。