储能科普丨独立储能电站之储能调频分析，建议收藏！

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调峰辅助服务补偿

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、自动发电控制等方式，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。我国电网的额定频率为 50Hz，电网发电功率和负荷功率不匹配时会导致电网频率的改变。为了将频率稳定在50Hz 附近，需要进行调频。

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，对储能来说主要是AGC 服务。由于一次调频在大部分区域为并网基本要求，不予补偿，我们重点关注二次调频。

电化学储能调频具备一定优势。调频对速度和精度要求较高，火电机组的 AGC调频性能存在延迟、偏差现象，而电化学储能AGC跟踪曲线与指令曲线基本能达到一致，做到精准调节，基本不会出现火电调频中的调节反向、调节偏差和调节延迟等问题。衡量调频性能的指标为K值，通过响应速度K1、调节速率K2、响应精度K3三个指标加权平均得出。根据阳光电源数据，广东佛山恒益600MW机组在配置3%储能后，K值提升了3.4倍。鉴于K值是调频调度和补偿的重要依据，电化学储能在获取调频收益上较有优势。

调频补偿规模小于调峰。以甘肃省为例，根据甘肃能监办数据，2021年5-12 月调频补偿总额为1.06亿元；根据国家统计局数据，同期甘肃发电量为1136 亿kWh，按燃煤标杆电价0.2978元/kWh计算电费，调频补偿占电费的比重为0.31%。相同方式计算湖南省数据，2021年调频补偿总额为1.71 亿元，调频补偿占电费的比重为0.23%。随着新能源并网比例的提升，调频费用规模有望进一步增长。

调频补偿主要分为里程补偿和容量补偿，各地补偿标准差异较大。从价格机制看，调频市场化程度总体上低于调峰，部分区域未设立调频市场，且未明确储能的市场主体地位。在明确储能可参加调频的区域/市场中，调频主要补偿包括里程补偿和容量补偿两种，部分地区还有现货补偿等其他形式，其中里程补偿主要依据调频里程计算，容量补偿主要依据调用容量计算。各地的补偿标准差异较大，且补偿的计算方式也存在差异。

以较有代表性的福建省为例说明调频补偿的计算方式：里程补偿=调节系数 M*调频里程*性能综合指标K*市场出清价格，其中M根据市场运行情况调整，暂定M=1；K值根据K1、K2、K3计算得出；市场报价上限为12 元/MW。容量补偿=每月AGC投运率*可调节容量*补偿标准，补偿标准为 960元/MW，可调节容量为可投入AGC的运行的调节容量上、下限之差。

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储能调频收益测算

我们参考福建省调频补偿标准及计算方式对储能参与调频收益进行测算，主要假设如下：

（1）参考近期储能招标价格，假设储能项目造价为1.80元/Wh，其中电芯价格为0.80元/Wh，按10年折旧；储能系统其他设备、其他电气设备和土建1 元/Wh，按20年折旧；

（2）参考《基于储能全寿命周期成本的调频经济性研究》，我们假设储能每 5min被调度一次，调用比例为80%，K值取1；

（3）里程补偿标准为10元/MW，容量补偿标准为960元/MW，每年设备投运350天；

（4）参考宁德时代等电池厂商产品性能，假设储能电池循环次数5000次，EOL为80%，线性衰减，参考阳光工匠光伏网数据，假设系统充放电深度为 93%、能量转换效率为88%；

（5）假设储能需承担充放电电量损耗，电价按全国燃煤标杆平均0.37元/kWh结算；

（6）运维费用参考风电运维0.05元/W的招标价格，为每年0.025元/Wh；

（7）项目享受所得税“三免三减半”政策。

测算调频收益率优于调峰。在上述假设条件下，测算调频储能项目IRR为 14.21%，高于调峰。

调频项目IRR对调用频率和里程补偿较为敏感，在多数地区已具备可行性。我们对储能项目IRR和调用频率、调用比例的关系进行敏感性分析，IRR对调用频率比较敏感，若调用频率达到8min以上，项目难以取得较好收益。对项目 IRR和里程补偿、容量补偿的关系进行敏感性分析，容量补偿对IRR的影响较小，里程补偿达到8元/MW 以上时项目IRR均达到9%以上，部分地区的补偿标准或报价上限可以满足这一要求。

来源:储能产业网