电力辅助服务及储能行业研究：市场化势在必行，千亿市场有望开启
作者： 一起涨停板
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（报告出品方：国海证券）
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日益扩大，省间辅助 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 新业态也亟须市场化机制引导推动发展。
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。“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。
电力辅助服务市场的建设显著增加了可再生能源消纳水平，但“行政主导” 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 成本，更好地发挥市场在资源配置中的决定性作用。
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。因此我们认为辅助服务市场化会坚定不移地向前 推进。
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
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 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。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 单独列支。
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 90%，2019 年上半年占上网电费比例达 1.47%，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 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%。
2019 年上半年补偿费用最高的三个区域依次为南方、东北和西北区域，南方区 域和东北区域较 2018 年上半年增长较多，分别为 37.2 亿元和 10.2 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，调频、调峰、备用依次增加 2.68/2.88/26.61 亿元。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 5.76 亿元和 7.73 亿元，调峰增加 10.36 亿 元。
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。
2019 年上半年电力辅助服务补偿费用共 130.31 亿元，来自发电机组分摊 114.29 亿元，占比为 87.71%，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 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%。
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
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。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。
美国 PJM 市场的设计与组织形式对国内而言有很大的借鉴意义。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。
美国 PJM 电力市场是一个集中调度的竞争性电力批发市场，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。
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。
参加辅助服务市场交易的机组在运行日前一天 14:15 之前向 PJM 提交投标信 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 5min 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。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 年电力辅助服务市场规模预计可达 1710 亿元
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 年辅助服务市场规模将分别达到 1710 亿元、1980 亿元。（报告来源：未来智库）
2、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%、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1.3%，辅助服务构成中占比最高的为无功平衡服务。
2.1、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。
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，通过惯性响应和一次调频调节；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；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。
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。
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。
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。
储能系统多采用集装箱设计，调频储能技术路线包括常规系统、分散集中式系统 和高压级联系统。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 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。高压级联系统在分散集中式系统基础上将小功率逆变器的交流 侧由并联改为串联，省去了变压器，系统效率更高，电池寿命更长。
常规机组一次调频利用自身蓄能调节有功功率输出，使机组所带负荷与外界负 荷相平衡。二次调频即机组跟踪电力调度机构下达的指令实时调整发电功率。一 次调频具有随机性，响应速度快的特点，一般用于调节 10s 以内的负荷变化量，但其调节范围有限。国内电网公司通常对于常规机组一次调频有限幅规定，火电 机组限幅设置为额定负荷 6%-10%，水电机组限幅设置为 10%。同时常规机组一次 调频控制精度不高，不能保证电网频率恰好恢复到最初的设定值，有时还需要二 次调频等最终满足电网调频需求。
火电机组协调控制系统采用锅炉跟随汽轮机工作的方式将锅炉与汽 轮机作为一个单元整体来进行控制，当负荷指令 N0 变化时，汽轮机主控控制调 门开度μT 改变蒸汽流量进而调整发电机输出功率 NE 使其与负荷指令一致；调 门开度μT 改变引起的主汽压力 PT 变化由锅炉主控响应并通过控制锅炉燃烧率 μB 改变锅炉出力以适应负荷控制需求，从而达到能量平衡。当负荷指令 N0 来 自频率差值反馈回路时，该过程为一次调频。当负荷指令 N0来自电力调度机构 指令时，该过程为二次调频。
2022 年 5 月 1 日起正式实施的国家标准《并网电源一次调频技术规定及试验导 则》GB/T 40595-2021 中明确规定接入 35kv 及以上等级的光伏和风电应具备 一次调频能力。目前 新能源场站（风电场、光伏发电站）一次调频功能的实现方 式包括配置储能、保留有功备用、增加一次调频装置、改造风力发电机或逆变器 四种方式，增加一次调频装置不能在根本上解决问题，保留有功比配置储能投资 更大，配置储能成为 新能源场站具备一次调频能力的业界主流方案。在技术成熟 度方面 2016 年运达风电通过了国内首次风电机组一次调频能力试验，2021 年 12 月与 2022 年 1 月， 禾望电气自研的 hopePower 新能源场站快速调频系统助 力云南牦牛坪风电场、云南野牛风电场首批顺利通过云南电网风电场一次调频及 场级惯量调频试验。
风电机组保留有功备用进行一次调频的方法主要为超速法和变桨法，同时需要 增加转子动能控制环节。超速法和变桨法分别通过使风力 机的运行转速大于最佳转速和风力机叶片偏离其最优桨距角的方式，使得风力机 输出功率下降从而具备一定的备用功率。
光伏电站保留有功备用进行一次调频的方法是采用功率差值控制模式运行，此 时光伏电站有功出力与最大可发功率之间会保持一个固定比例的差值，留出固定比例的有功备用，该比例由光伏电站运行的减载水平确定。
“火电 + 储能”系统联合调频通过给火电机组配置储能可明显提升调频综合性 能，通常储能功率按照火电额定出力 3%、容量按照 0.5h 配置。火储联合调频 以小容量储能为补充单元改善火电机组调频性能，运行过程中电网调度指令同时 发送给火电和储能控制系统。火电机组正常跟踪调度指令并响应。储能系统实时 监测火电功率并计算出储能系统的出力快速响应，同时随着火电机组的响应过程 逐渐退出。整个过程中储能系统在缩短机组响应时间，提高调节速率及调节精度 的同时还可以减少火电机组调速阀门的动作，减少其磨损，延长火电机组使用寿 命。
2.1.2、调峰服务：火电灵活性改造容量成本最低
调峰是指为跟踪系统负荷的峰谷变化及可再生能源出力变化，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所提供的服务。火电机组是我国调峰 服务的主要供给来源，水电具备灵活快速的调峰能力但受水情影响较大，在广西 丰水期调峰以水电机组为主，而枯水期调峰则主要依赖火电。
新能源装机占比的提升驱动调峰需求不断增长，“十四五”期间火电灵活性改造 可增加 30~40GW 调峰能力。 新能源装机占比的提升使电网日间波动与跨季节 性波动不断增大，调峰需求随之增加。抽水蓄能电站、气电受资源禀赋等条件限 制发展规模相对有限无法满足调峰需求，储能技术受制于经济性，煤电灵活性改 造成为重要技术手段。2021 年 11 月 2 日国家能源局发布《全国煤电机组改造升 级实施方案》、要求存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成 200GW，增加系统调节能力 30~40GW，促进清洁能源消纳。据 建投能源披露火 电灵活性改造调峰容量成本约在 500~1500 元/KW，低于抽水蓄能、气电、储能 电站等其他系统调节手段。
火电灵活性通常指火电机组的运行灵活性，主要指标包括调峰幅度、爬坡速率及 启停时间等。通过改造可以降低最小出力、实现快速启停、提升爬坡速率。火电 机组灵活性改造涉及多个子系统。
火电机组调峰的实现方式主要包括低负荷运行、两班制调峰和少气无功调峰。以 不同方式调整机组有功出力，实现平衡。
根据调峰的深度以及燃烧介质，火电机组的调峰可分为基本调峰、不投油深度调 峰和投油深度调峰三个阶段。
调峰服务为火电机组带来一定的成本，包括但不限于燃料等带来的显性成本以及 风险、磨损寿命损失等隐性成本。在火电机组进行基本调峰时，调峰的主要成本 为煤耗，机组运行产生的煤耗是出力的二次函数。而进入不投油深度调峰阶段时，机组的调峰成本除煤耗外，还需要加上低于最小技术出力运行造成的机组的寿命 折耗。而投油深度调峰阶段时还需要加上投入燃油的成本。总体而言，随着调峰 程度不断深入，火电机组的调峰成本大幅上升。
2.1.3、备用：主要为旋转备用提供补偿
备用是指为保证电力系统可靠供电，在调度需求指令下，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所提供的服务。
备用辅助服务根据机组所处状态可以分为热备用（旋转备用）和冷备用（非旋转 备用）。热备用是指正常运行的发电机维持额定转速,随时可以并网,或已并网却 仅带一部分负荷,随时可以增加出力至额定容量的发电机组备用发电能力。而冷 备用是指机组停止运行并与电网解列，随时可以启动并网。
目前我国所落实的辅助服务补偿办法主要针对旋转备用服务提供补偿。
2.1.4、转动惯量：可通过储能单元模拟
转动惯量是指在系统经受扰动时，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，阻止系统频率突变所提供的服务。
传统电力系统同步发电机的可通过转子转动速度的变化吸收或释放能量来维持 系统频率稳定。系统转动惯量越大，频率变化越缓慢，惯量是系统稳定运行的重 要保障。风电、光伏逐步取代传统同步发电机成为主要的能量来源会导致转动惯 量降低，同时风电、光伏的出力具有较为明显的间歇性和波动性，使得电力系统 稳定性下降。
电力系统转动惯量可通过储能单元模拟传统发电机的方式增加。电化学储能通 过虚拟同步发电机（VSG）即充放电模拟转子动能变化的方式可以使逆变器具有 与同步发电机相似的外特性，为电力系统提供转动惯量。但电池反复充放电带来 的损耗会增加成本。2021 年 12 月与 2022 年 1 月，禾望快速调频系统先后助力 云南牦牛坪风电场、云南野牛风电场首批顺利通过云南电网风电场一次调频及场 级惯量调频试验。
2021 年 12 月 16 日国内容量最大的 1MW/200kWh 飞轮储能示范项目成功交付 内蒙古霍林河，开展了新型储能的探索。通过混合储能的协同控制的方式由飞轮 储能系统优先承担高频次指令任务，化学电池系统承担长时调频调峰任务的方式 降低电池充放电次数，延长电池使用寿命。
2.1.5、爬坡：火电机组灵活性改造、燃气、水电、储能均可提供
爬坡是指为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，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，以维持系统功 率平衡所提供的服务。
火电机组灵活性改造能够提升爬坡速率，更好实现有功平衡。丹麦、德国是欧洲 进行过火电灵活性改造的国家，其硬煤与褐煤机组爬坡速率分别为 4~6%/min 和 2.5~4%/min。燃气机组爬坡速率为 3%/min，水电为 20%/min，电化学储能系统 可在 1 秒内完成额定容量调整，均具备较强的爬坡能力。
2.2、无功平衡服务
无功平衡服务即电压控制服务，电压控制服务是指为保障电力系统电压稳定，并 网主体根据调度下达的电压、无功出力等控制调节指令，通过自动电压控制 （AVC）、调相运行等方式，向电网注入、吸收无功功率，或调整无功功率分布 所提供的服务。无功功率较为抽象，它主要在电气设备中建立和维持磁场的电功 率，由电能转换为磁能，再由磁能转换为电能，周而复始，使得电路中的电场与 磁场得以交换。系统中的无功功率平衡主要包含两方面的要求：首先无功电源发 出的无功功率应该大于或至少等于负荷所需要的无功功率加上网络中的无功损 耗，同时系统必须配置一定的无功备用容量；第二，全系统的无功分布必须合理，特别是负荷中心必须要有足够的动态无功支撑和无功储备，否则就有可能造成局 部地区无功不足，影响供电的电压质量。电力系统的无功平衡，是保证电网稳定、经济运行和电压质量的基本条件。无功平衡服务包括自动电压控制和调相运行 等。
2.2.1、自动电压控制：发电机和无功补偿装置可自动调节
自动电压控制在发电侧可通过调节发电机无功出力实现。发电机无功出力与机 端电压受其励磁电流的影响,当励磁电流发生改变时,发电机的无功出力与机端电 压也随之增减,并通过主变压器进一步影响到母线电压。励磁电流的增减可通过 改变励磁调节器 AVR(Automatic Voltage Regulator)的电压给定值来实现。发电 侧远程接收主站端 AVC 控制指令,通过动态调节励磁调节器的电压给定值,改变 发电机励磁电流来实现电压无功自动调控。
配电网与 新能源场站无功电压调节可以通过配置无功补偿装置（SVG）实现，SVG 在主电路中通过逆变器将并联接有一定储能元件的直流源转换成交流源，然后通过串联一定阻抗值的电抗器或者电容器将逆变器并联到配电网上；在控制 电路中通过一定的控制方法调节主电路中输出电压的幅值和相位，或者直接调节 逆变器的交流侧的电流值，发出或者吸收无功功率，实现对接入配电网的无功补 偿。此外 SVG 还能提高电网配电质量，抑制谐波。
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
调相运行是指发电机不发出有功功率，只向电网输送感性无功功率的运行状态，起到调节系统无功、维持系统电压水平的作用。
调相机多用于枢纽变电站和高压直流换流站。我国特高压直流送受端存在动态 无功储备和电压支撑不足，必须匹配大规模动态无功。调相机在降低直流送端暂 态过电压、抑制直流受端换相失败、利用强励提高系统稳定性等方面具备独特优 势。2021 年 9 月， 东方电气集团研制的国内首台 50Mvar 分布式凸极调相机在 青海海南新能源基地 330 千伏夏阳变一次并网成功，投入运行。机组并网期间和投入运行后，瓦振、瓦温、噪声等各项参数优异。夏阳变装设的 5 台 50Mvar 分布式凸极调相机均由 东方电气研制。该调相机按“无人值守、维护便利”理念设 计，辅助系统及在线监测系统配套完备，具备一键起停功能。11 月 8 日，在青 海电网海南千万千瓦级新能源基地，随着首批 11 台 新能源分布式调相机全部投 入使用，世界最大规模的 新能源分布式调相机群正式形成。
2.3、事故应急及恢复服务
事故应急及恢复服务包括稳定切机服务、稳定切负荷服务和黑启动服务。
2.3.1、稳定切机服务：应对机组故障
稳定切机装置通过监视端实时监控断面潮流，并在发生预设故障后向执行端发出相应切机命令完成相应 “切机动作 ”，切除满足条件的运行机组。
例如水电站的切机动作可通过自动解列装置实现。自动解列装置自动监视系统电 压频率，当发电机组出现频率或电压异常波动超设定值时，自动解列装置将机组 解列，保证电力系统稳定。
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
稳定切负荷是指电网发生故障时，通过切除负荷确保电力系统安全稳定所提供 的服务。当发生高压线路潮流转移和系统解列这类紧急事件时，电力系统切负荷 是维护电网稳定的最后一道防线。
2.3.3、黑启动：电力系统大面积停电后恢复
黑启动是指电力系统大面积停电后，在无外界电源支持的情况下，由具备自启动 能力的发电机组或抽水蓄能、新型储能等所提供的恢复系统供电的服务。黑启动 的过程一般分为黑启动初始阶段、网架重构阶段和负荷恢复阶段。
黑启动的关键是初始阶段中黑启动电源的启动。由于水力发电具有厂用电量较少、可快速启动等优点，传统的黑启动电源优先考虑的是水电，抽水蓄能机组承担黑 启动的研究与应用已相当成熟，但水电机组受蓄水量、气候等因素制约，存在一 定局限性。燃气轮机组具有启动快速、加减负荷速率较大、甩负荷特性好等优点, 这些优势使燃气轮机组有成为黑启动电源的可能。
储能系统具有占地规模小、布点灵活等优点，在黑启动初始阶段可有效替代成为 黑启动电源点。储能系统能够辅助火电机组实现黑启动，如果储能配置充足同时 合理安排各辅机的恢复顺序，将大大高黑启动的恢复效率。2019 年 1 月，南方 电网国家电投珠海横琴热电启动世界首例 20MWh 储能系统黑启动燃机项目并 于 2021 年 1 月完成世界首例储能辅助 9F 级重型燃气轮机黑启动试验。2021 年 7 月 15 日，南方电网深圳供电局联合南山电厂利用储能系统顺利完成 9E 级燃 气机组黑启动试验。此外储能系统还能辅助风电机组实现黑启动。（报告来源：未来智库）
3、电网侧新型独立储能电站经济性如何？
前文中我们分析了未来随着电力现货市场建设成熟，辅助服务将取消调峰产品。因此我们采用独立储能电站的度电成本（LCOS）和当前试行的辅助服务交易规 则下的收入测算独立储能的经济性。
3.1、经测算 100MW/200MWh 独立储能电站度电 成本为 0.5545 元
经测算 100MW/200MWh 独立储能电站的度电成本为 0.5545 元。
3.2、调峰：考虑补贴及峰谷差价已具备盈利空间
考虑浙江省示范应用补偿，独立储能调峰电站度电成本可降至 0.4832 元。2021 年浙江省发改委发布的《浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》中规定给予 独立储能电站调峰项目暂定 3 年（200/180/170 元/千瓦·年退坡）的过渡补偿。假设折现率 6%、税率 25%，假设测算 100MW/200MWh 独立储能电站 两充两放的度电成本为 0.4832 元。
据北极星储能网统计，浙江省 35KV 以上一般工商业峰谷电价差 0.796 元/kWh，独立储能电站调峰在每天两充两放的运行状态下已具备经济性。
假设存在上述 100MW/200MWh 独立储能电站每天两充两放调峰，充放电效率 为 90%，经测算低谷充电尖峰放电时度电效率损失约 0.075 元，得出在 7 年全 生命周期中，按照市场峰谷价差套利毛利润约 1.4 亿元，年平均收益率 4.33%。
3.3、调频：独立储能电站具有 14.7%平均收益率
调频运营数据我们参考国网浙江省电力有限公司电力科学研究院发表《计及电池 寿命的储能参与调频市场收益分析》数据，电站参数依照 3.1 节假设。
假设较早建设的独立储能电站参与福建快速调频市场可以获得同样的中标率，储能调频具有最优的性能，价格维持在上限 12 元/MW，税率为 25%。《计及电 池寿命的储能参与调频市场收益分析》中提到浙江调频市场每 30 分钟出清一次，按照调频中标容量计算中标率，约为 51.6%。
考虑调频里程单价和中标率对收益率影响较大，对其进行敏感性分析，税率按 25% 计算。
3.4、电网侧储能电站同时调峰调频年均收益率可达 24.6%
假设上述独立储能电站每天两充两放用于调峰，1 小时用于维护，剩余 19 小时 用于调频，每天各个时间段调频需求均充足，税率为 25%。在不考虑调频造成的 电池衰减的条件下，7 年全生命周期中税后总利润有望达到 6.59 亿元，对应 24.6% 的年平均收益率。
一次调频与调峰的需求随着 新能源的装机不断增加， 新能源“极热无风、夜间无 光”特征突出，持续拉大峰谷差，结合前文分析当前新能源一次调频主流技术路 线为电化学储能，同时参考《山西独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施 细则（试行）》中明确指出一次调频市场容量需求按照次日不具备一次调频能力 的新能源场站预测最大发电出力的 10%计算。我们认为储能调频需求会随新能 源渗透率提升保持较快增长