1、2022 年深度行业分析研究报告 3 内容目录内容目录 1、 什么是电力辅助服务，市场空间有多大？ . 6 1.1、 政策推动电力辅助服务市场化 . 6 1.2、 现状：国内辅助服务费用主要为调峰调频备用，辅助服务来源主要为火电 . 8 1.3、 对比国外成熟电力市场，国内辅助服务市场未来将取消调峰产品 . 12 1.4、 2025 年电力辅助服务市场规模预计可达 1710 亿元 . 14 2、 电力辅助服务如何实现供给？. 15 2.1、 有功平衡服务 . 16 2.1.1、 调频服务：储能性能最优 . 17 2.1.2、 调峰服务：火电灵活性改造容量成本最低 . 24 2.1.3、 备用：

2、主要为旋转备用提供补偿 . 26 2.1.4、 转动惯量：可通过储能单元模拟 . 27 2.1.5、 爬坡：火电机组灵活性改造、燃气、水电、储能均可提供 . 28 2.2、 无功平衡服务 . 29 2.2.1、 自动电压控制：发电机和无功补偿装置可自动调节 . 29 2.2.2、 调相运行：调相机多用于枢纽变电站和高压直流换流站 . 30 2.3、 事故应急及恢复服务 . 31 2.3.1、 稳定切机服务：应对机组故障 . 31 2.3.2、 稳定切负荷服务：以损失负荷方式确保电力系统稳定 . 32 2.3.3、 黑启动：电力系统大面积停电后恢复 . 32 3、 电网侧新型独立储能电站经济性如

3、何？ . 33 3.1、 经测算 100MW/200MWh 独立储能电站度电成本为 0.5545 元 . 33 3.2、 调峰：考虑补贴及峰谷差价已具备盈利空间 . 34 3.3、 调频：独立储能电站具有 14.7%平均收益率 . 35 3.4、 电网侧储能电站同时调峰调频年均收益率可达 24.6% . 36 4 图表目录图表目录 图 1：国内电力辅助服务相关政策与要点 . 7 图 2：山西调频市场中标机组性能指标平均值 . 8 图 3：2018 上半年辅助服务补偿费用构成（亿元） . 9 图 4：2018 年辅助服务补偿费用构成（亿元） . 10 图 5：2019 上半年辅助服务补偿费用构成

4、（亿元） . 10 图 6：2018 上半年电力辅助服务补偿费用区域分布与电费占比 . 10 图 7：2018 年电力辅助服务补偿费用区域分布与电费占比. 11 图 8：2019 上半年电力辅助服务补偿费用区域与电费占比. 11 图 9：2019 年上半年各区域各项电力辅助服务补偿费用情况 . 11 图 10：2019 年上半年辅助服务补偿费用来源（亿元） . 12 图 11：2019 年上半年辅助服务补偿费用（亿元） . 12 图 12：2019 年上半年辅助服务补偿费用分摊（亿元） . 12 图 13：国内辅助服务产品与海外对比 . 13 图 14：美国 PJM 辅助服务市场演变 . 14

5、 图 15：美国 PJM 电力市场区域 . 16 图 16：美国 PJM 市场电力装机结构 . 16 图 17：2021 年 9 月国内发电装机容量结构（万千瓦）. 16 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） . 16 图 19：电力系统负荷特性曲线 . 18 图 20：电网频率调节过程 . 18 图 21：火电机组与电化学储能 AGC 响应曲线. 18 图 22：电化学储能原理图 . 19 图 23：三种电池的充放电倍率特性曲线 . 20 图 24：锂电池集装箱储能系统 . 20 图 25：常规系统 . 20 图 26：分散集中系统

6、. 21 图 27：高压级联储能交流侧串联拓扑结构 . 21 图 28：火电机组协调控制系统示意图 . 21 图 29：常规机组一次调频过程框图 . 22 图 30：某 1050MW 机组高加给水旁路一次调频实施 . 22 图 31：风电机组转子动能控制原理 . 22 图 32：风电备用功率控制原理 . 22 图 33：光伏电站定功率差值控制结构框图 . 23 图 34：某 600MW 火电机组与储能联合调频接线图 . 23 图 35：火电机组与储能系统联合进行 AGC 调频运行曲线 . 24 图 36：广东某实际电站安装储能前后的调频数据对比 . 24 图 37：火电机组灵活性调整子系统变化

7、 . 25 图 38：火电机组调峰过程 . 26 图 39：火电机组调峰成本 . 26 图 40：虚拟同步发电机拓扑结构与等效模型 . 28 图 41：飞轮储能的基本结构 . 28 图 42：内蒙古霍林河飞轮吊装现场 . 28 图 43：发电厂侧自动电压控制原理 . 30 图 44：无功补偿装置原理 . 30 5 图 45：户外集装箱式 SVG . 30 图 46：调相机高压直流换流站部署示意图 . 31 图 47：稳定切机装置工作原理 . 32 图 48：自动解列装置安装示意图 . 32 图 49：精准切负荷控制原理图 . 32 图 50：黑启动过程 . 33 表 1： 电力辅助管理办法主要

8、修订内容 . 6 表 2：各类电力辅助服务品种与补偿机制 . 8 表 3：典型国外辅助服务比较 . 13 表 4：美国 PJM 辅助服务市场产品介绍 . 14 表 5：辅助服务市场规模测算 . 15 表 6：有功平衡服务汇总 . 17 表 7：调频性能指标 . 18 表 8：煤电机组调峰能力对比 . 25 表 9：火电机组调峰实现方式对比 . 25 表 10：各地区对备用辅助服务补偿办法 . 27 表 11：无功平衡服务 . 29 表 12：事故应急及恢复服务 . 31 表 13：独立储能电站度电成本测算假设参数表 . 34 表 14：100MW/200MWh 独立储能电站度电成本测算. 34

9、 表 15：考虑补贴的 100MW/200MWh 独立储能电站度电成本测算 . 35 表 16：考虑补贴的 100MW/200MWh 独立储能电站调峰收益率测算 . 35 表 17：某 6MW/24MWh 独立储能电站调频数据 . 35 表 18：利用率相同条件下 100MW/200MWh 独立储能电站调频数据及收益 . 36 表 19：不同中标率与里程价格条件下年储能电站年平均收益 . 36 表 20：独立储能电站调峰调频数据及收益 . 37 6 1、 什么是电力辅助服务，市场空间有多大？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政策推动电力辅助服务市场化 2

10、0212021 年年 1212 月月 2121 日，国家能源局修订发布电力辅助服务管理办法 、重点对辅日，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

11、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现有辅助服务品种需进一步适应系统运行需

12、要应系统运行需要； 仅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日益扩大， 省间辅助省间辅助服务市场机制和费用分担原则有待完善服务市场机制和费用分担原则有待完善； 新型储能、 电动汽车充电网络等新产业新产业新业态也亟须市场化机制引导推动发展新业态也亟须市场化机制引导推动发展。 表表 1： 电力辅助管理办法主要修订内容： 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

13、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，补偿费用由补偿费用由发电侧单

14、边承担扩展至发电侧单边承担扩展至发电企发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊业、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

15、在送端或受端电网参与电力辅助服务。为保障跨省跨区送电稳定运行提供电力辅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助服务的发电机组，应当获得相应的电力辅助服务补偿。 7 明确职责分工 明确能源监管机构、电网企业、电力调度机构、电力交易机构在各地电力辅明确能源监管机构、电网企业、电力调度机构、电力交易机构在各地电力辅助服务管理实施细则和市场交易规则的修订、实施等方面的职责助服务管理实施细则和市场交易规则的修订、实施等方面的职责，以及与现货市场的衔接。在信息披露方面，明确信息披露的原则明确信息披露的原则、内容、信息公示流程和相关方职责，要求电力调度机构、电力

16、交易机构按职责分工向所有市场主体披露相关考核和补偿结果。 资料来源：国家能源局、国海证券研究所 电力辅助服务市场的健康有序发展是实现“双碳”目标的必要保障，顶层设电力辅助服务市场的健康有序发展是实现“双碳”目标的必要保障，顶层设计的完善有助于提高电力辅助服务市场化水平计的完善有助于提高电力辅助服务市场化水平。 “双碳” 目标下的新型电力系统可再生能源发电和分布式发电占比将逐渐提高，供需双方的稳定性和可预测性均会降低，使得系统平衡的过程变得越发复杂。为保障电力系统稳定、高效、安全运行，电力辅助服务已变得越来越重要。 电力辅助服务市场电力辅助服务市场的建设的建设显著增加了可再生能源消纳水平，但显著

17、增加了可再生能源消纳水平，但“行政主导”“行政主导”型的市场机制存在着辅助服务激励扭曲的问题型的市场机制存在着辅助服务激励扭曲的问题。据国家能源局答记者问，修订的电力辅助服务管理办法通过完善用户分担共享新机制，通过市场来提升需求侧调节能力，健全市场形成价格新机制的方式来降低系统辅助服务降低系统辅助服务成本，更好地发挥市场在资源配置中的决定性作用成本，更好地发挥市场在资源配置中的决定性作用。 图图 1：国内电：国内电力力辅助服务相关政策与要点辅助服务相关政策与要点 资料来源： 我国电力辅助服务市场建设的现状与问题 、国海证券研究所 从山西调频辅助服务市场化试点看， 调频市场的运行显著提高了供给质

18、量， 证明从山西调频辅助服务市场化试点看， 调频市场的运行显著提高了供给质量， 证明了通过市场配置资源的有效性了通过市场配置资源的有效性。 因此我们认为辅助服务市场化会坚定不移地向前推进。 8 图图 2：山西调频市场中标机组性能指标平均值山西调频市场中标机组性能指标平均值 资料来源： 山西电力调频市场机制设计与运营实践 、国海证券研究所 1.2、 现状：国内辅助服务费用主要为调峰调频备用，现状：国内辅助服务费用主要为调峰调频备用，辅助服务来源主要为火电辅助服务来源主要为火电 修订的电力辅助服务管理办法对电力辅助服务进行重新分类，分为有功平衡重新分类，分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急服务

19、、无功平衡服务和事故应急及恢复服务及恢复服务，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。 电力辅助服务的补偿和分摊费用可以由固定补偿和市场化形成两种方式， 包含在用户用电价格中， 并在交易电价中固定补偿和市场化形成两种方式， 包含在用户用电价格中， 并在交易电价中单独列支单独列支。 表表 2：各类电力辅助服务品种与补偿机制：各类电力辅助服务品种与补偿机制 电力辅助服务分类电力辅助服务分类 具体品种具体品种 补偿方式补偿方式 固定补偿参考因素固定补偿参考因素 有功平衡服务 一次调频 义务提供、固定补偿、市场化方式（集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协商） 电网转动

20、惯量需求和单体惯量大小 二次调频 常规机组：维持电网频率稳定过程中实际贡献量； 其他并网主体：改造成本和维持电网频率稳定过程中实际贡献量 调峰 社会平均容量成本、提供有偿辅助服务的投资成本和由于提供电力辅助服务而减少的有功发电量损失 备用 转动惯量 爬坡 无功平衡服务 自动电压控制 义务提供、固定补偿、市场化方式（公开招标/挂牌/拍卖、双边协商） 按低于电网投资新建无功补偿装置和运行维护的成本的原则 调相 事故应急及恢复服务 稳定切机 稳控投资成本、错失参与其他市场的机会成本和机组启动成本 稳定切负荷 用户损失负荷成本 9 黑启动 投资成本、维护费用、黑启动期间运行费用以及每年用于黑启动测试和

21、人员培训费用 资料来源：国家能源局、国海证券研究所 国内电力市场辅助服务补偿费用从结构上看以调峰、调频、备用为主，合计占比国内电力市场辅助服务补偿费用从结构上看以调峰、调频、备用为主，合计占比超超 9 90 0% %，2 2019019 年上半年占上网电费比例达年上半年占上网电费比例达 1.47%1.47%，调峰和备用同比增长较高。，调峰和备用同比增长较高。根据国家能源局公布的数据，2019 年上半年，全国除西藏外 31 个省（区、市、地区）参与电力辅助服务补偿的发电企业共 4566 家，装机容量共 13.70 亿千瓦，补偿费用共 130.31 亿元，较 2018 年上半年参与的发电企业增加

22、1036 家，同比增长 29%；装机容量增加 1.25 亿千瓦，同比增长 10%；补偿费用增加 60.22 亿元，同比增长 86%；补偿费用占上网电费的比例也有显著提升，从 2018 年上半年的 0.87%提升至 1.47%。从电力辅助服务补偿费用的结构上看，调峰、调频及备用为最主要的服务类型，占比超过 90%。以 2019 年上半年为例，调峰补偿费用总额 50.09 亿元，占总补偿费用的 38.44%；调频（与 2018 年上半年区别为西北区域一次调频也计入补偿范围，其调频为 AGC 加一次调频，其他区域调频为AGC）补偿费用总额 27.01 亿元，占总补偿费用的 20.73%；备用补偿费用

23、总额47.41 亿元，占比 36.38%；调压补偿费用 5.51 亿元，占比 4.23%；其他补偿费用 0.29 亿元，占比 0.22%。 图图 3：2018 上半年辅助服务补偿费用构成（亿元）上半年辅助服务补偿费用构成（亿元） 资料来源：国家能源局、国海证券研究所 10 图图 4：2018 年辅助服务补偿费用构成（亿元）年辅助服务补偿费用构成（亿元） 图图 5：2019 上半年辅助服务补偿费用构成（亿元）上半年辅助服务补偿费用构成（亿元） 资料来源：国家能源局、国海证券研究所 资料来源：国家能源局、国海证券研究所 20192019 年上半年年上半年补偿费用最高的三个区域依次为南方、东北和西北

24、区域补偿费用最高的三个区域依次为南方、东北和西北区域，南方区南方区域和东北区域较域和东北区域较 2018 年上半年增长较多，分别为年上半年增长较多，分别为 37.2 亿元和亿元和 10.2 亿元。亿元。西北区域电力辅助服务补偿费用占上网电费总额比重最高， 为 3.27%， 华中区域占比最低， 为0.36%。 据国家能源局公布数据， 南方区域补偿费用增长最多的为广东，南方区域补偿费用增长最多的为广东，调频、调峰、备用依次增加调频、调峰、备用依次增加 2.68/2.88/26.61 亿元亿元。东北区域各省补偿费用均有东北区域各省补偿费用均有一定增长，整体上调频与备用减少一定增长，整体上调频与备用减

25、少 5.76 亿元和亿元和 7.73 亿元，调峰增加亿元，调峰增加 10.36 亿亿元。元。 图图 6：2018 上半年电力辅助服务补偿费用区域分布与电费占比上半年电力辅助服务补偿费用区域分布与电费占比 资料来源：国家能源局、国海证券研究所 11 图图 7：2018 年电力辅助服务补偿费用区域分布与电费年电力辅助服务补偿费用区域分布与电费占比占比 图图 8：2019 上半年电力辅助服务补偿费用区域与电费上半年电力辅助服务补偿费用区域与电费占比占比 资料来源：国家能源局、国海证券研究所 资料来源：国家能源局、国海证券研究所 从 2019 年上半年各个区域的电力辅助服务补偿费用结构来看，东北区域调

26、峰补偿力度最大，西北区域调频补偿力度最大，南方区域备用补偿力度最大。总体来看，南方区域整体电力辅助服务补偿力度最大。 图图 9：2019 年上半年各区域各项电力辅助服务补偿费用情况年上半年各区域各项电力辅助服务补偿费用情况 资料来源：国家能源局、国海证券研究所 2019年上半年电力辅助服务年上半年电力辅助服务补偿费用共补偿费用共130.31130.31亿元，亿元， 来自发电机组分摊来自发电机组分摊114.29亿元，占比为亿元，占比为 87.71%，电力辅助服务费用和分摊主要为火电，电力辅助服务费用和分摊主要为火电。其他还有，跨省区（网外）辅助服务补偿分摊费用合计 0.36 亿元，新机差额资金

27、0.79 亿元，考核等其他费用14.87亿元。 从能源类型的角度来看， 电力辅助服务补偿费用120.6亿元用于补偿火电，占比 95%；62.6 亿元分摊费用来自火电，占比 56.5%。 12 图图 10：2019 年上半年辅助服务补偿费用来源（亿元）年上半年辅助服务补偿费用来源（亿元） 资料来源：国家能源局、国海证券研究所 图图 11：2019 年上半年辅助服务补偿费用（亿元）年上半年辅助服务补偿费用（亿元） 图图 12：2019 年上半年辅助服务补偿费用分摊（亿元）年上半年辅助服务补偿费用分摊（亿元） 资料来源：国家能源局、国海证券研究所 资料来源：国家能源局、国海证券研究所 1.3、 对比

28、国外成熟电力市场，国内辅助服务市场未对比国外成熟电力市场，国内辅助服务市场未来将取消调峰产品来将取消调峰产品 国内辅助服务市场未来将取消调峰产品国内辅助服务市场未来将取消调峰产品。 国外电力现货市场较成熟， 调峰服务通常被纳入电力现货市场而非辅助服务市场， 我国由于电力市场发展不充分， 调峰产品位于辅助市场。国家能源局 2021 年发布的关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知 中明确提出在电力现货市场运行期间由现货电能量市场代替调峰市场。 目前浙江的辅助服务产品不再保留调峰， 所以我们判断未来国内辅助服务市场的调峰产品将被取消。 国外电力辅助服务市场通常由系统调度运行机构组织运营。国外电

29、力辅助服务市场通常由系统调度运行机构组织运营。如英国电力市场的辅助服务由英国国家电网公司 （NGC） 负责管理， 北欧市场中辅助服务由各国输 13 电运行机构（TSO）管理。国外电力市场明确辅助服务的受益主体，合理确定市场补偿机制，多数选择将辅助服务成本传导给用户多数选择将辅助服务成本传导给用户。 图图 13：国内辅助服务产品与海外对比：国内辅助服务产品与海外对比 资料来源：北极星电力网、国海证券研究所 表表 3：典型国外辅助服务比较：典型国外辅助服务比较 国家国家 美国美国 PJMPJM 美国得州美国得州 澳大利亚澳大利亚 北欧北欧 市场 PJM 辅助服务市场 ERCOT 辅助服务市场 国家

30、电力市场 电力批发市场 原北欧电力市场 北欧电力交易所 资源类型 发电机组、储能、需求响应资源 发电机组、储能和需求响应资源 发电机组 发电机组（包括水电、太阳能热、光伏发电）、负荷侧资源 交易方式 混合交易 混合交易 强制电力库 - 辅助服务品种 调频 调频 上调频、下调频 频率控制 负荷跟踪 频率调节、频率控制干扰备用 频率控制备用 调压 无功供给和电压控制 电压控制 网络支持控制 - 无功和电压控制干扰备用 电压控制 备用 初级备用，包括同步备用和非同步备用 响应备用、非旋转备用 - 旋转备用、甩负荷备用 快速有功干扰备用、预测备用、慢速有功干扰备用 频率回恢复备用、替代备用 黑启动 黑

31、启动 黑启动 黑启动 黑启动 黑启动 黑启动 其他 不平衡电压服务 运行可靠性 - 调度支持服务 减负荷、负荷跟踪、系统保护 - 资料来源： 国外典型辅助服务市场产品研究及对中国的启示 、国海证券研究所 美国美国 PJM 市场的设计与组织形式对国内市场的设计与组织形式对国内而言而言有很大的借鉴意义。有很大的借鉴意义。在市场化的探索中，浙江电力市场设计与规则编制咨询服务中标方为 PJM 与中国电力科学研究院联合体，广东电力市场在设计时也在很大程度上参考了 PJM 市场的经验。我们认为在市场化进程中主要会借鉴美国 PJM 市场的模式。 14 美国 PJM 电力市场是一个集中调度的竞争性电力批发市场

32、，PJM 辅助服务市场建设主要分为 3 个阶段：电力工业重组期、辅助服务市场体系建设期、辅助服务市场体系完善期。 图图 14：美国：美国 PJM 辅助服务市场演变辅助服务市场演变 资料来源： 国外典型辅助服务市场产品研究及对中国的启示 、国海证券研究所 当前美国电力辅助服务市场主要运营 5 大类辅助服务产品，市场化运营的辅助服务产品主要包含：调频服务、初级备用服务、黑启动服务 3 类。其中调频与初级备用服务采用集中式市场化交易，与电力市场联合优化运行。 表表 4：美国：美国 PJM 辅助服务市场产品介绍辅助服务市场产品介绍 辅助服务类型辅助服务类型 产品类型产品类型 提供商提供商 交易方式交易

33、方式 响应时响应时间间 需求量需求量 调频辅助服务 基于传统调频信号 部分燃气机组、联合循环机组、燃煤机组 PJM 统一购买、双边交易 5min 之内 峰段 800MW 谷段 525MW 基于动态调频信号 储能、水力机组、部分燃气机组 备用辅助服务 同步备用 与系统同步运行的发电机组 10min 之内 初级备用为 150%系统最大单一故障，同步备用为系统最大单一故障 非同步备用 与系统非同步运行的但能在 10min 内投运发电机组 资料来源： 国外典型辅助服务市场产品研究及对中国的启示 、国海证券研究所 参加辅助服务市场交易的机组在运行日前一天参加辅助服务市场交易的机组在运行日前一天 14:1

34、5 之前向之前向 PJM 提交投标信提交投标信息息， 辅助服务市场在实时运行前 60min 关闭， 在此之前发电商可修改投标信息，在此之后至实际运行前发电商可将机组状态设为不可用，退出市场竞争。 实时运行过程中每实时运行过程中每 5min 将辅助服务市场与电能量市场联合出清一次， 联合出清将辅助服务市场与电能量市场联合出清一次， 联合出清的目标为电能和辅助服务购买总成本最小化的目标为电能和辅助服务购买总成本最小化。PJM 将按照不同区域的具体情况统一安排无功补偿和黑启动辅助服务， 使满足要求的供应者提供相应的服务， 而没有自供应能力的服务需求者则向 PJM 统一购买。 1.4、 2025 年电

35、力辅助服务市场规模预计可达年电力辅助服务市场规模预计可达 1710亿元亿元 15 辅助服务市场规模有望扩大，预计辅助服务市场规模有望扩大，预计 2030 年规模可达年规模可达 1980 亿元。亿元。据国家能源局披露，辅助服务目前市场规模占约占全社会总电费的 1.5%，未来有望达到 3%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 年全国平均销售电价 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

36、模将分别达到 1710亿元、1980 亿元。 表表 5：辅助服务市场规模测算：辅助服务市场规模测算 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) 2025 95000 0.6 57000 3% 1710 2030 110000 0.6 66000 3% 1980 资料来源：中电联、国家能源局、国海证券研究所 2、 电力辅助服务如何实现供给？电力辅助服务如何实现供给？ 电力辅助服务的目的是电力辅助服务的目的是维持电力系统安全稳定运行维持电力系统安全稳定运行，电力系统运行的根本目的，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

37、率， 实现电力系统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。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，对应电力辅助服务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，对应电力辅助服务的有功平衡服务和无功平衡服务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。 美国美国PJM市场电力装机结构与国内比天然气机组占比

38、较高， 风电光伏占比较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，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%、 1%和0.8%。 PJM市场辅助服务不包含调峰， 在2021年前三季度电费中占比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辅助服务构成中占比最高的为无功平衡服务。 16 图图 15：美国美国 PJM 电力电力市场市场区域区域 图图 16：美国美国 PJM 市场电力装机结构市场电力装机结构 资料来源： State of the Market Report for PJM 2021Q3 、国海证券研究所 资料

39、来源： State of the Market Report for PJM 2021Q3 、国海证券研究所 图图 17：2021 年年 9 月国内月国内发电发电装机装机容量容量结构结构（万千（万千瓦）瓦） 图图 18：2021 年年前三季度美国前三季度美国 PJM 市场每市场每 MWh 电电价价包含的包含的辅助服务辅助服务费用费用结构（美元）结构（美元） 资料来源：wind、国海证券研究所 资料来源： State of the Market Report for PJM 2021Q3 、国海证券研究所 2.1、 有功平衡服务有功平衡服务 有功平衡服务包括调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等电力

40、辅助服务。有功平有功平衡服务包括调频、调峰、备用、转动惯量、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。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有功

41、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。统功率平衡。 17 表表 6：有功平衡服务汇：有功平衡服务汇总总 服务服务 原理原理 目的目的 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

42、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 资料来源：国家能源局、国海证券研究所 2.1.1、 调频服务：储能性能最优调频服务：储能性能最优 调频是指电力系统频率偏离目标

43、频率时， 并网主体通过调速系统、 自动功率控制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，

44、 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。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分量和持续分量。随机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，通过惯性响应和一次调频调节通过

45、惯性响应和一次调频调节；脉动分量脉动分量负荷变化周期一般在 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，通过二次调频调节通过二次调频调节；持续分量持续分量负荷变化周期长，在区域负荷的 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安排发电计划曲线进行平衡。 18 图图 19：电力系统负荷特性曲线：电力系统负荷特性曲线 图图 20：电网频率调节过程：电网频率调节过程 资料来源：北极星储能网、国海证券研究所 资料来源： 电池储能电源参与电网一次调频的自适应控制策略 、国海证券研究所 电化学电化学储能储

46、能调频性能最优，其次是水电、气电和煤电。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

47、节跟踪曲线几乎可以与 AGC 指令重合。 表表 7：调频性能指标：调频性能指标 调频指标 含义 定义 K1 调节速率 K1=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=1-发电单元响应延迟时间/5min K3 调节精度 K3=1-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） 资料来源：北极星储能网、国海证券研究所 图图 21：火电机组与电化学储能：火电机组与电化学储能 AGC 响应曲线响应曲线 19 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 、国海证券研究所 电化

48、学储能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。 图图 22：电化学储能原理图：电化学储能原理图 资料来源： 储能电池参与电网二次调频参数优化 、国海证券研究所 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， 倍率越大充倍率越大充放电速率越大，越适于对功率指令

49、信号的响应和跟踪，调频效果越好放电速率越大，越适于对功率指令信号的响应和跟踪，调频效果越好。理想状态下，储能电池以 1C（倍率）充放电可持续时间为 1h，以 2C 充放电可持续时间为 0.5h。铅蓄电池在高倍率下容量衰减严重，可持续充放电时间远低于理想状态，锂电池高倍率下充放电容量衰减很小，可持续充放电时间接近理想状态。 20 图图 23：三种电池的充放电倍率特性曲线：三种电池的充放电倍率特性曲线 资料来源： 储能电池参与电网快速调频的综合选型与优化配置 、国海证券研究所 储能系统多采用集装箱设计，储能系统多采用集装箱设计， 调频储能技术路线调频储能技术路线包括包括常规系统常规系统、 分散集中

50、式系统分散集中式系统和和高压级联系统。高压级联系统。 常规系统特点是直流电池端并联汇流后接入储能逆变器组成储能单元， 储能逆变器之间并联接入变压器对外供电。 技术最成熟但并联电池之间存在环路电流，电池均衡存在木桶效应，不利于电池的精细化管理，交流侧逆变器并联升压整个系统损耗较大， 转化效率偏低。 分散集中式系统将单台大功率逆分散集中式系统将单台大功率逆变器离散为多台小功率逆变器在交流侧集中并联变器离散为多台小功率逆变器在交流侧集中并联，每台逆变器在直流侧接入一簇电池。不再进行电池簇间的直流汇流，可消除簇间环流与容量短板效应，提高电池使用寿命。高压级联系统高压级联系统在分散集中式系统在分散集中式