一家独立储能电站准备参加浙江调频辅助服务市场交易人员在竞价日前一天需要先做一个选择第二天是否参加调频。选择参加就要在10时15分前报出调频容量和调频里程价格。按照征求意见稿中的参数调频里程报价最高限价为10元/MW储能调频容量需求上限暂定为20万千瓦。只看这两个数字调频像是给储能增加了一条新的收入渠道。但真正操作时交易人员很快会碰到另一个问题一部分容量进入调频市场以后就不能再按照原来的计划参加电能量市场。与此同时储能在调频出清中的预计机会成本被按零处理。这意味着储能不能只问调频能赚多少还要回答一个更难的问题为了获得一笔并不确定的调频收入值得不值得放弃这部分容量在现货市场中的其他机会浙江省电力市场管理委员会秘书处目前公开征求《浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则3.1版》意见。文件仍处于征求意见阶段最终参数和部分安排可能调整但从现有规则看调频市场的经营逻辑已经比较清楚了。10元/MW只是报价边界调频市场容易让人误解的第一个地方是把里程报价当成了收益。规则把调频里程报价范围设在1—10元/MW之间但储能电站最后拿到的费用并不是申报容量乘以报价这么简单。按照细则月度调频里程费用要看四个量实际调频里程、调频里程出清价格、实际综合调频性能指标以及每个交易周期的时间。换句话说一座储能电站即使中标了如果实际调用里程不多收入也不会高。反过来某些时段调用频繁实际里程增加即使申报价格不在最高位置收入也可能更可观。这件事最后取决于调度到底怎么调用。浙江调频市场拟采用“日前报价、时前出清”的方式。调频服务提供者在竞价日申报第二天的调频容量和调频里程价格报价信息封存到运行日。进入运行日后市场每小时出清一次形成未来一小时的调频结果。调度机构会根据系统实际运行需要综合考虑负荷波动、新能源渗透率等因素测算容量需求。参数表暂列的调频容量需求为100万千瓦其中储能调频容量上限为20万千瓦但实际运行中仍可能根据系统情况调整。所以20万千瓦不等于每天都有20万千瓦储能容量能够中标更不代表中标后一定会产生足够多的调频里程。报价只是进入排序的一项条件。Kb会同时改变中标顺序和结算结果细则中真正影响经营结果的是综合调频性能指标Kb。这个指标由三个部分组成调节速率Kb1、响应时间Kb2和调节精度Kb3。计算时调节速率占的权重更高。综合指标的计算公式为Kb0.25×2×Kb1Kb2Kb3综合调频性能指标最大值为2历史综合性能准入门槛暂设为0.4。很多企业过去把性能指标理解成一种技术考核觉得只要不低于准入线就够了。放到这套市场规则里事情没这么简单。Kb会同时影响出清排序和最终结算。调频服务提供者申报的里程报价进入市场排序前要除以历史综合调频性能指标。性能越好调整后的报价越低在其他条件相近时越容易进入中标队列。可以做一个简单的假设。两座储能电站申报的调频里程价格都是8元/MW其中一座历史Kb为1.6另一座为0.8。暂时不考虑其他因素调整后的里程报价分别为5元/MW和10元/MW。名义报价完全相同进入排序以后位置已经相差了一倍。中标后的结算又是另一层影响。月度里程费用计算时实际调频里程、出清价格还要乘以实际Kb。在调频里程和出清价格相同的情况下Kb为1.6的电站计算结果会明显高于Kb为0.8的电站。同一个性能指标前面压低排序价格后面放大结算收入。这才是细则中最值得储能运营方关注的设计。它会迫使储能企业把过去偏技术部门的工作直接纳入市场经营。AGC响应有没有延迟功率跟踪是否存在过冲SOC是否留出了足够的上下调空间通信和控制系统是否稳定这些都会慢慢反映到Kb上。新建机组在完成AGC联调试验后还需要申请综合性能测试。测试期间连续投入自动调频模式的时长暂定为12小时测试期间不参与结算测试结果作为进入市场的初始参数。历史Kb低于0.4的发电单元需要重新申请测试而且同一发电单元一个自然月内原则上只能开展一次性能测试。一旦性能跌破准入门槛损失的不只是一次考核分数而可能是下一阶段的市场参与资格。储能最难算的是退出电能量市场的那部分容量独立储能可以按日选择是否参加调频市场但只要选择参加就要同时完成调频里程报价和容量申报漏报其中一项视为放弃运行日的参与资格。规则对储能申报容量还有约束。按照参数表储能调频容量申报比例I暂设为80%申报容量同时不得超过电站实际最大充放电功率。进入出清后储能将按照调整后的调频里程报价从低到高排序报价相同时再看综合性能指标性能指标相同则比较申报时间。中标储能容量合计原则上不能超过20万千瓦。这里有一个实际运行中很难回避的安排入选调频市场的储能容量不再参与电能量市场其余容量才继续按照自计划曲线参加电能量市场。因此储能每天决定是否报调频不能只看调频里程最高限价。假设第二天现货市场可能出现明显的峰谷价差储能把大部分充放电能力留给调频就可能错过电能量市场的套利时段。相反如果预计现货价差不大而系统调频需求较高、自己的Kb也比较稳定参与调频可能更合适。更需要注意的是细则在计算预估机会成本时将储能的预估机会成本设为零。市场出清模型不会主动替储能补上一笔“放弃现货交易可能少赚多少钱”的账。这笔账只能由储能运营方自己计算。交易人员至少要同时看几项数据第二天的现货价格预测、预计调频里程、历史Kb、SOC运行空间、电池衰减成本以及容量被调频占用后剩余部分还能怎样参与电能量市场。单独看任何一项都容易得出错误结论。例如里程报价报得很低可能提高中标概率但并不代表最终收入一定覆盖电池损耗和放弃现货交易的机会。报价报得接近上限也不一定失去机会因为高Kb会降低调整后的排序价格。调频交易不再只是报一个价格它开始变成调频性能、现货价格和电池状态之间的联合决策。火电机组面对的账又有所不同。细则给出的调频容量申报区间暂定为额定有功功率的3%—4.5%并在排序中考虑预估机会成本。为防止调频资源过于集中同一电厂中标机组调频容量之和原则上不超过系统调频容量需求的20%。储能没有火电机组那样的燃料成本和发电机会成本计算方式但并不代表储能没有成本。电池循环损耗、SOC约束以及电能量市场收入都是真实存在的只是不会完整体现在调频市场的出清模型里。回到开头那座储能电站。第二天要不要参加调频最终不能依据10元/MW的最高限价来决定。真正需要估算的是电站能获得多少实际调频里程Kb能够维持在什么水平以及被调频占用的容量原本还能在现货市场里做什么。细则给出了计算方法但浙江调频市场实际运行后的里程分布、出清价格和调用强度目前仍缺少足够数据。储能调频到底能形成多稳定的收益还要等市场运行一段时间拿真实结算单来回答。
一家独立储能电站准备参加浙江调频辅助服务市场交易人员在竞价日前一天需要先做一个选择第二天是否参加调频。选择参加就要在10时15分前报出调频容量和调频里程价格。按照征求意见稿中的参数调频里程报价最高限价为10元/MW储能调频容量需求上限暂定为20万千瓦。只看这两个数字调频像是给储能增加了一条新的收入渠道。但真正操作时交易人员很快会碰到另一个问题一部分容量进入调频市场以后就不能再按照原来的计划参加电能量市场。与此同时储能在调频出清中的预计机会成本被按零处理。这意味着储能不能只问调频能赚多少还要回答一个更难的问题为了获得一笔并不确定的调频收入值得不值得放弃这部分容量在现货市场中的其他机会浙江省电力市场管理委员会秘书处目前公开征求《浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则3.1版》意见。文件仍处于征求意见阶段最终参数和部分安排可能调整但从现有规则看调频市场的经营逻辑已经比较清楚了。10元/MW只是报价边界调频市场容易让人误解的第一个地方是把里程报价当成了收益。规则把调频里程报价范围设在1—10元/MW之间但储能电站最后拿到的费用并不是申报容量乘以报价这么简单。按照细则月度调频里程费用要看四个量实际调频里程、调频里程出清价格、实际综合调频性能指标以及每个交易周期的时间。换句话说一座储能电站即使中标了如果实际调用里程不多收入也不会高。反过来某些时段调用频繁实际里程增加即使申报价格不在最高位置收入也可能更可观。这件事最后取决于调度到底怎么调用。浙江调频市场拟采用“日前报价、时前出清”的方式。调频服务提供者在竞价日申报第二天的调频容量和调频里程价格报价信息封存到运行日。进入运行日后市场每小时出清一次形成未来一小时的调频结果。调度机构会根据系统实际运行需要综合考虑负荷波动、新能源渗透率等因素测算容量需求。参数表暂列的调频容量需求为100万千瓦其中储能调频容量上限为20万千瓦但实际运行中仍可能根据系统情况调整。所以20万千瓦不等于每天都有20万千瓦储能容量能够中标更不代表中标后一定会产生足够多的调频里程。报价只是进入排序的一项条件。Kb会同时改变中标顺序和结算结果细则中真正影响经营结果的是综合调频性能指标Kb。这个指标由三个部分组成调节速率Kb1、响应时间Kb2和调节精度Kb3。计算时调节速率占的权重更高。综合指标的计算公式为Kb0.25×2×Kb1Kb2Kb3综合调频性能指标最大值为2历史综合性能准入门槛暂设为0.4。很多企业过去把性能指标理解成一种技术考核觉得只要不低于准入线就够了。放到这套市场规则里事情没这么简单。Kb会同时影响出清排序和最终结算。调频服务提供者申报的里程报价进入市场排序前要除以历史综合调频性能指标。性能越好调整后的报价越低在其他条件相近时越容易进入中标队列。可以做一个简单的假设。两座储能电站申报的调频里程价格都是8元/MW其中一座历史Kb为1.6另一座为0.8。暂时不考虑其他因素调整后的里程报价分别为5元/MW和10元/MW。名义报价完全相同进入排序以后位置已经相差了一倍。中标后的结算又是另一层影响。月度里程费用计算时实际调频里程、出清价格还要乘以实际Kb。在调频里程和出清价格相同的情况下Kb为1.6的电站计算结果会明显高于Kb为0.8的电站。同一个性能指标前面压低排序价格后面放大结算收入。这才是细则中最值得储能运营方关注的设计。它会迫使储能企业把过去偏技术部门的工作直接纳入市场经营。AGC响应有没有延迟功率跟踪是否存在过冲SOC是否留出了足够的上下调空间通信和控制系统是否稳定这些都会慢慢反映到Kb上。新建机组在完成AGC联调试验后还需要申请综合性能测试。测试期间连续投入自动调频模式的时长暂定为12小时测试期间不参与结算测试结果作为进入市场的初始参数。历史Kb低于0.4的发电单元需要重新申请测试而且同一发电单元一个自然月内原则上只能开展一次性能测试。一旦性能跌破准入门槛损失的不只是一次考核分数而可能是下一阶段的市场参与资格。储能最难算的是退出电能量市场的那部分容量独立储能可以按日选择是否参加调频市场但只要选择参加就要同时完成调频里程报价和容量申报漏报其中一项视为放弃运行日的参与资格。规则对储能申报容量还有约束。按照参数表储能调频容量申报比例I暂设为80%申报容量同时不得超过电站实际最大充放电功率。进入出清后储能将按照调整后的调频里程报价从低到高排序报价相同时再看综合性能指标性能指标相同则比较申报时间。中标储能容量合计原则上不能超过20万千瓦。这里有一个实际运行中很难回避的安排入选调频市场的储能容量不再参与电能量市场其余容量才继续按照自计划曲线参加电能量市场。因此储能每天决定是否报调频不能只看调频里程最高限价。假设第二天现货市场可能出现明显的峰谷价差储能把大部分充放电能力留给调频就可能错过电能量市场的套利时段。相反如果预计现货价差不大而系统调频需求较高、自己的Kb也比较稳定参与调频可能更合适。更需要注意的是细则在计算预估机会成本时将储能的预估机会成本设为零。市场出清模型不会主动替储能补上一笔“放弃现货交易可能少赚多少钱”的账。这笔账只能由储能运营方自己计算。交易人员至少要同时看几项数据第二天的现货价格预测、预计调频里程、历史Kb、SOC运行空间、电池衰减成本以及容量被调频占用后剩余部分还能怎样参与电能量市场。单独看任何一项都容易得出错误结论。例如里程报价报得很低可能提高中标概率但并不代表最终收入一定覆盖电池损耗和放弃现货交易的机会。报价报得接近上限也不一定失去机会因为高Kb会降低调整后的排序价格。调频交易不再只是报一个价格它开始变成调频性能、现货价格和电池状态之间的联合决策。火电机组面对的账又有所不同。细则给出的调频容量申报区间暂定为额定有功功率的3%—4.5%并在排序中考虑预估机会成本。为防止调频资源过于集中同一电厂中标机组调频容量之和原则上不超过系统调频容量需求的20%。储能没有火电机组那样的燃料成本和发电机会成本计算方式但并不代表储能没有成本。电池循环损耗、SOC约束以及电能量市场收入都是真实存在的只是不会完整体现在调频市场的出清模型里。回到开头那座储能电站。第二天要不要参加调频最终不能依据10元/MW的最高限价来决定。真正需要估算的是电站能获得多少实际调频里程Kb能够维持在什么水平以及被调频占用的容量原本还能在现货市场里做什么。细则给出了计算方法但浙江调频市场实际运行后的里程分布、出清价格和调用强度目前仍缺少足够数据。储能调频到底能形成多稳定的收益还要等市场运行一段时间拿真实结算单来回答。
