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南方區域電化學儲能電站參與電力市場輔助服務政策
《南方區域電化學儲能電站參與電力市場輔助服務政策》第二十條規定：根據調節容量、調節電量，對儲能電站提供的AGC服務實施補償，這個補償完全參照之前發布的《南方區域并網發電網輔助服務管理實施細則》的標準來執行，即《細則》第十七條：根據調節容量、調節電量，對并網發電機組提供的AGC服務實施補償。
另外，《政策》第二十一條表明：儲能電站根據電力調度機構指令進入充電狀態的，按其提供充電調峰服務統計，對充電電量進行補償，具體補償標準為 0.05萬元/兆瓦時，即5毛錢一度電。
廣東電力系統簡介
1、電源結構
廣東電力系統的電源結構有以下幾個特點：
裝機中煤機占比高：截止2017年底，廣東統調裝機容量1.07億千瓦，其中，燃煤機組是廣東的主力電源，裝機占比達54%。
受西電比重大：2017年西電最大送電3496萬千瓦，約占最高統調負荷的1/3，對全省電力平衡以及潮流分布影響較大。
省內快速調節資源緊張：水電裝機容量小，快速調節困難。
2、安全穩定特性復雜
廣東電力系統運行的安全穩定特性較為復雜：
最大的交直流并列運行受端大電網：8交9直西電東送大通道，直流落點集中在珠三角，交直流相互影響突出，調控難度大。
電源與負荷分布不平衡，潮流大范圍轉移：電源主要分布在粵東西北，負荷集中在珠三角，占全省負荷的74%，省內主網呈“西電東送、北電南送”的格局，潮流大范圍轉移，通道長期壓極限運行，阻塞斷面多。
臺風、雷暴、火山等自然災害頻發，電網安全風險高。
按照《廣東省能源發展“十三五”規劃》，預計2020年：電源結構逐步優化，省內電源裝機容量約1.34億千瓦，其中：
煤電約6400萬千瓦，占47.8%，比2015年下降11.2個百分點。
氣電約2300萬千瓦，占17.2%，比2015年提高2.6個百分點。
核電約1600萬千瓦，占11.9%，比2015年提高3.5個百分點。
水電（含抽水蓄能730萬千瓦時）1570萬千瓦，占11.7%，比2015年降低2個百分點。
西電東送能力約4000萬千瓦，比2015年提高500萬千瓦。
3、 負荷特性
廣東電力系統的負荷具有以下三個方面的特點：
負荷水平高：2017年最高統調負荷10858萬千瓦，同比增長8.5%。
峰谷差大：日負荷3峰3谷，高峰期峰谷比約0.6，最大峰谷差超過4000萬千瓦，調峰困哪。
峰谷交替期負荷變化速率快：達到300萬千瓦/分鐘，調頻難度大。
廣東的調頻輔助服務從2017年初開始，市場建設團隊組織開展了南方（以廣東起步）調頻輔助服務市場的研究和建設，先后完成了交易規則編制、技術支持系統開發、市場宣貫培訓等工作。
根據南方能監局關于組織開展調頻輔助服務模擬運行的通知的要求，2017年12月18日，調頻輔助服務市場正式啟動模擬運行。
目前市場整體運行良好，市場主體參與度逐步提高，市場最高出清價格不斷下降，調頻總費用整體呈下降趨勢。
用戶側儲能電站參與輔助服務若干問題探討
1、儲能方案
《南方區域電化學儲能電站并網運行管理及輔助服務管理實施細則（試行）》
第一條：鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、儲能企業或其他市場主體投資建設儲能設施，促進儲能電站為電力系統運行提供調頻、調峰、調壓、黑啟動等輔助服務。
第二條：電化學儲能電站是指采用電化學電池作為儲能元件，可進行電能存儲、轉換及釋放的并網電站（以下簡稱“儲能電站”）。
第三條：本細則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，其他類型儲能電站參照執行，也就是說2MW/1MWh的儲能電站就可以參加電力輔助服務市場。
上圖系統設計中采用的是10KV的進線，低壓接入分布式，單機400kw，說明：
儲能單元并接在變壓器低壓側400V母線上，電池充電狀態相當于用電負荷，選擇變壓器輕載及電價低谷時充電，這跟平時削峰填谷的策略一樣，不同之處在于，根據調度需要充電的時候也是要進行充電的；
儲能系統放電狀態，相當于發電機，放電功率一般為變壓器負載的20%-80%，放電時，還是需要使用部分電網電量；
儲能系統逆變器屬于電力電子設備，充放電時，能自動跟蹤電網系統頻率及電壓，通過抬高或降低儲能系統電壓來實現充電或者放電，屬于在線式工作，跟傳統柴油發電機等有區別，不存在切換電源問題，比傳統發電機響應速度更快，更為直接。
由于儲能單元（單機400kw/500kwh ）并網接入點為變壓器低壓側母線，故不占用報裝容量，目前也沒有明確的規定需要向供電局申報。
由于需要考慮與用戶變壓器負載配合，選擇用戶范圍少，比較困難。
方案二中的儲能系統直接接入到10KV的母線上，說明：
儲能單元通過變壓器并接在開關站10kV母線上，電池充電狀態相當于用電負荷，放電狀態相當于電源。
直掛10kV母線上，故儲能單元充放電，不受單臺用戶變壓器負載的限制。
由于儲能單元并網接入點為10kV母線上，按照目前政策要占用容量，需要交納基本電費，這跟低壓側接入有所區別，按照供電局的規定，低壓側這邊是利用用戶現有的變壓器容量來裝機，如果要接入10KV母線，就需要增加變壓器，就要向供電局申報，繳納基本電費。
由于不需要考慮單臺變壓器負載情況，故受限少，可選用戶范圍廣。
2、儲能電站方案存在的問題
問題一：
儲能電站規模 最小值2MW/1MWH，以上分布式、集中式是否都符合？目前沒有明確的表示。
集中式直掛10kV母線，是否需要交納基本電費（容量電費）？目前我們在為電網提供輔助服務，按照訴求應該是不需要繳納基本電費的，因為現在是為電網提供服務，但并無相關的條文支撐。按照目前增加變壓器容量后，需要繳納基本電費，其經濟性需要重新評估。
節假日，用戶負荷可能小于儲能電站放電功率，是否可以反送電到系統？目前在執行的過程中，供電局對用戶反送電有嚴格的考核。1)如無法向電網反送電，自身負荷無法消耗儲能電站的電量，儲能電站的收益降低。而為了參與輔助服務而增加儲能電站的容量和PCS功率，增加投資成本，延長投資回收期。2)如可以實施反送電，功率是否有限？如果不能，那是否免考核？
解決方案：
集中式選擇110kV專業用戶，分布式選擇10kV供電的大用戶，年用電量2000萬千瓦時以上。
選擇用戶負荷曲線跟統調吻合的用戶（完全自我消納）。
以上選取的園區的負荷曲線基本跟廣東省的負荷曲線一致。
從廣東電力系統運行的特點可以看出：
上午7：45 - 9:00及下午13:15-14:00這兩個時間段負荷急劇攀升；
上午11:30-12:15，17:15-18:00 負荷急劇下降，負荷變化超過1000萬千瓦。
上午9:00-11:00，14:00-17:00 ，18:00-22:00變化緩慢，此時間段是儲能電站參與調峰的主要時間段。
圖中綠色的部分是AGC調令充電的真實負荷曲線，去掉黃色部分后，是AGC調令放電的負荷曲線。
從圖中可以看到，接受AGC調令充電之后負荷曲線發生了比較大的變化，用戶的用電最大功率原來的6200kW增長到最高峰的8200kW。
無論在什么時間，只要接受到調度令，需要響應進行充放電，這樣一來就無法利用原來的峰谷差價套利的方式來獲得儲能電站的收益。增加了輔助服務的收益是否比原來增加？
以東莞市10kV用戶側儲能電站的對一天收到三次AGC調令的收益進行簡單測算。
模式1是在電價最低的時候收到調度令，這時候的收益就是最低的，舉例說在7:30-8:00收到調度令，這個時間段東莞市處于電價谷段，無價差，僅有AGC調度補貼收益。8:00-9:00出于電價平段時間，同樣接到AGC調度，其整體的收益就會有所降低。
東莞市的高峰電價是從9:00開始的，模式1接受AGC調令后在高峰電價前電量已經完全放掉了，高峰時段就無電可放，即無峰谷差價收益。
模式3完全是在高峰時段收到AGC調令進行放電，這時候的收益是最高的。
而在11:00-12:00是東莞市的高峰電價時間，這個時間段進行充電，而在下午12：30開始放電，該段時間為東莞市的平段電價時間，即便對充電補貼5毛錢/度電的補貼，其價差收益也較低。
上圖有兩個AGC調令的調峰時間段，即早上7：45~9：00、12：30~14：00兩次放電和11：00~12：00、17：00~18:00兩次充電調令。
如果每天只是收到兩個充放電的調令。則當地第二個電價峰段時間進行削峰填谷獲得收益。
用戶側銷售電價峰段時間：
廣州中山惠州：14:00-17:00,19:00-22:00
佛山東莞珠海江門：9:00-12:00,19:00-22:00
深圳：9:00-11:30,14:00-16:30，19:00-21:00
廣東省內有3峰3谷，其中每個城市的峰谷電價的時間是不一樣的，只有深圳是完全按照3峰3谷實施的峰谷電價。
廣州、中山、惠州執行的是第二和第三個峰，而佛山、珠海、東莞、江門執行的是第一和第三個峰，所以不同地區的對應的儲能控制策略是不盡相同的。
問題二：
省統調日負荷曲線顯示：7:45-9:00 13:15-14:00 負荷急劇爬升，11:15-12:00,17:15-18:00急劇下降。
東莞峰段時間：9:00-12:00, 19:00-22:00，
系統調峰時間與峰谷電價時段有錯位，魚跟熊掌不可兼得，整體降低了儲能的收益。儲能不能全在低谷電價時充電，如11:15-12:00期間，需要充電；也不能全在高峰電價時放電，如07:45-09:00期間，需要放電。
放電時間：7:45-9:00雪中送炭？9:00-11:00錦上添花？而在11:15-12:00電價高峰段放電，收益高了，但是對調度來說是火上澆油？
解決方案：
AGC的調令由電網統一發送，因此建議儲能電站充放電給與特別的電價，例如在11:00-12:00充電期間是否可以給予充電電價的優惠？因為響應的是電網調度的指令，在高峰期充電，即便是給予了補貼，其收益也是較低的。
削峰填谷原理：第一次充電時間：00:00-08:00，第一次放電時間：09:00-12:00；第二次充電時間：12:01-19:00，第二次放電時間：19:01-22:00。低價的時候充電，高價的時候放電，這樣就可以實現峰谷差價的套利。
按照正常的兩充兩放模式：充電時間0:00-8:00，12:01-19:00；放電時間9:01-12:00，19:01-22:00，按2MW/2.5MWH、300天/年計算，收益是529713元，如果參與電力輔助服務，最低收益可以達到625768元，所以可以看到，參與電力輔助服務比單純的削峰填谷的峰谷差價收益要高。
但是是不是所有企業都可以參加電力輔助服務呢？《細則》第四條規定：電力調度機構應按國家有關法律法規及技術標準的要求，為儲能電站接入電網提供必要的服務，加強儲能電站調度管理。電力調度機構負責監測、記錄儲能電站實施充放電狀態。儲能電站充放電狀態接受電力調度機構統一調度指揮。
問題三：
《細則》規定：
第四條：電力調度機構應按國家有關法律法規及技術標準的要求，為儲能電站接入電網提供必要的服務，加強儲能電站調度管理。電力調度機構負責監測、記錄儲能電站實施充放電狀態。儲能電站充放電狀態接受電力調度機構統一調度指揮。
第十六條：電力調度機構按照《南方區域發電廠并網運行管理實施細則》相關條款對儲能電站自動化裝置（包括監控系統、PMU裝置、電量采集裝置、時鐘系統及監測裝置、調度數據網、電力監控系統網絡安全設備等）運行情況進行考核。
儲能電站與調度直接的通信通道工程，是應該電網投資還是投資方投資？配套通信工程配置要求，站內自動化裝置配置要求？
經濟性分析：
我們可以通過三種模式的經濟性比較，來分析參加電力輔助服務的投資回報是否比原來兩次的調峰有所增長。
按照模式1，每天三次在電價最低的時候響應調度，每年的收益就是58.23萬元/年，如果按照每天兩充兩放的調峰，削峰填谷的收益在62.58萬元/年，明顯可以看出，每天參與兩次調峰的收益比每天三次調峰的收益要高。
但是如果按照模式3，即在高電價的時候進行調度，每天三次的調峰遠比每天兩次的調峰要高。但是由于這種情況不取決于電站，而是取決于調度，所以不確定的問題會比較多，無法進行測算。
無論其每天調峰兩次還是三次，其收益都較常規的削峰填谷的收益為52.97萬元要高。
參與電力輔助服務市場的儲能電站，一是需要增加匹配功率的PCS投資；二是時需要增加儲能電站與調度直接的通信投資。其成本的上升也是明顯的。
通訊系統設備和通信工程建設，工程費用在50-200萬不等。如用戶是110KV變電站或者用戶是安裝了10kV并網的分布式光伏電站，即用戶現已有電網通訊系統，儲能電站即可以利用其原有的通訊系統即可，對于需要參與電力輔助服務而增加投入較少，如果這個儲能的電站通訊系統需要新增建設，要增加一套調度通信系統，其費用可達200萬左右的費用，這樣投入在小規模的儲能電站中成本占比較高。那么為了參與電力輔助服務其投入也是得不償失的。
并參加電力輔助服務，調度是有條件的，而AGC調峰中，是否會調用到建設的電池儲能電站，也是存在的不確定因素。
所以發布的規定對于市場有多大的促進效應現在還不能評判。目前也暫時還沒有在運營的案例，還需要在實踐的過程中，看一下實際的收益才可以進行下一步的討論。
問題四：
《細則》規定：
第七條 儲能電站應滿足電網頻率異常響應的要求。
第八條 儲能電站應滿足電網電壓異常響應的要求。
第九條 儲能電站應具備低電壓穿越功能。
第十條 儲能電站應具備高電壓穿越功能。
第十一條 儲能電站應具備有功功率調節能力。
第十二條 電力調度機構對所轄范圍儲能電站母線電壓曲線合格率進行考核。
對于低壓接入分布式儲能電站，以上運行技術要求如何滿足？該如何考核，是10KV母線還僅僅是設備負荷要求即可？這些問題都清晰的解釋。
總結
通過以上討論，用戶側儲能電站參與廣東電力市場輔助服務，還存在很多不確定性，電站試點選擇原則：
供電電壓等級是110kV專變的用戶，其與調度通信通道已有，10kV并網接入集中式也不存在基本電費問題。
以建有分布式光伏的10KV用戶，其通信通道已有，可采用低壓并網接入分布式方案。
用戶日負荷曲線盡可能與廣東統調日負荷曲線一致，充放電時，變壓器不過載，不增加基本電費，不往系統倒送電。
無現貨不市場，現有峰谷電價與調峰時段錯位，只有在執行現貨市場下，才能保證儲能充放電剛好是在峰谷電價時段。儲能電站在解決系統調峰問題時，也能獲得收益，充分體現其價值！
精彩問答
1、 AGC調令是由電網公司發出的嗎？給出的調令圖是真實的還是模擬？為什么會在用電高峰期進行充電？
AGC調令由電網公司發出，電網公司會給系統設置一定的條件，由系統自動發送。
負荷曲線圖給出的調令是模擬，真實的調令選擇的是滿足系統設置條件的調峰電站。
11:00-12:00是電價高峰時段，由負荷曲線可以看到，其負荷功率由9000萬千瓦降到7000萬千瓦，調峰是在負荷陡升或陡降時進行，11.15-12.00是下降，需要儲能充電。
2、 應用在大工業負荷側削峰填谷的儲能電站能夠享受補貼嗎？
除了參加電力輔助服務市場的補貼外，目前暫時沒有其他的補貼。
《南方區域電化學儲能電站參與電力市場輔助服務政策》第二十條規定：根據調節容量、調節電量，對儲能電站提供的AGC服務實施補償，這個補償完全參照之前發布的《南方區域并網發電網輔助服務管理實施細則》的標準來執行，即《細則》第十七條：根據調節容量、調節電量，對并網發電機組提供的AGC服務實施補償。
另外，《政策》第二十一條表明：儲能電站根據電力調度機構指令進入充電狀態的，按其提供充電調峰服務統計，對充電電量進行補償，具體補償標準為 0.05萬元/兆瓦時，即5毛錢一度電。
廣東電力系統簡介
1、電源結構
廣東電力系統的電源結構有以下幾個特點：
裝機中煤機占比高：截止2017年底，廣東統調裝機容量1.07億千瓦，其中，燃煤機組是廣東的主力電源，裝機占比達54%。
受西電比重大：2017年西電最大送電3496萬千瓦，約占最高統調負荷的1/3，對全省電力平衡以及潮流分布影響較大。
省內快速調節資源緊張：水電裝機容量小，快速調節困難。
2、安全穩定特性復雜
廣東電力系統運行的安全穩定特性較為復雜：
最大的交直流并列運行受端大電網：8交9直西電東送大通道，直流落點集中在珠三角，交直流相互影響突出，調控難度大。
電源與負荷分布不平衡，潮流大范圍轉移：電源主要分布在粵東西北，負荷集中在珠三角，占全省負荷的74%，省內主網呈“西電東送、北電南送”的格局，潮流大范圍轉移，通道長期壓極限運行，阻塞斷面多。
臺風、雷暴、火山等自然災害頻發，電網安全風險高。
按照《廣東省能源發展“十三五”規劃》，預計2020年：電源結構逐步優化，省內電源裝機容量約1.34億千瓦，其中：
煤電約6400萬千瓦，占47.8%，比2015年下降11.2個百分點。
氣電約2300萬千瓦，占17.2%，比2015年提高2.6個百分點。
核電約1600萬千瓦，占11.9%，比2015年提高3.5個百分點。
水電（含抽水蓄能730萬千瓦時）1570萬千瓦，占11.7%，比2015年降低2個百分點。
西電東送能力約4000萬千瓦，比2015年提高500萬千瓦。
3、 負荷特性
廣東電力系統的負荷具有以下三個方面的特點：
負荷水平高：2017年最高統調負荷10858萬千瓦，同比增長8.5%。
峰谷差大：日負荷3峰3谷，高峰期峰谷比約0.6，最大峰谷差超過4000萬千瓦，調峰困哪。
峰谷交替期負荷變化速率快：達到300萬千瓦/分鐘，調頻難度大。
廣東的調頻輔助服務從2017年初開始，市場建設團隊組織開展了南方（以廣東起步）調頻輔助服務市場的研究和建設，先后完成了交易規則編制、技術支持系統開發、市場宣貫培訓等工作。
根據南方能監局關于組織開展調頻輔助服務模擬運行的通知的要求，2017年12月18日，調頻輔助服務市場正式啟動模擬運行。
目前市場整體運行良好，市場主體參與度逐步提高，市場最高出清價格不斷下降，調頻總費用整體呈下降趨勢。
用戶側儲能電站參與輔助服務若干問題探討
1、儲能方案
《南方區域電化學儲能電站并網運行管理及輔助服務管理實施細則（試行）》
第一條：鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、儲能企業或其他市場主體投資建設儲能設施，促進儲能電站為電力系統運行提供調頻、調峰、調壓、黑啟動等輔助服務。
第二條：電化學儲能電站是指采用電化學電池作為儲能元件，可進行電能存儲、轉換及釋放的并網電站（以下簡稱“儲能電站”）。
第三條：本細則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，其他類型儲能電站參照執行，也就是說2MW/1MWh的儲能電站就可以參加電力輔助服務市場。
方案一 低壓接入分布式，單機400kw
上圖系統設計中采用的是10KV的進線，低壓接入分布式，單機400kw，說明：
儲能單元并接在變壓器低壓側400V母線上，電池充電狀態相當于用電負荷，選擇變壓器輕載及電價低谷時充電，這跟平時削峰填谷的策略一樣，不同之處在于，根據調度需要充電的時候也是要進行充電的；
儲能系統放電狀態，相當于發電機，放電功率一般為變壓器負載的20%-80%，放電時，還是需要使用部分電網電量；
儲能系統逆變器屬于電力電子設備，充放電時，能自動跟蹤電網系統頻率及電壓，通過抬高或降低儲能系統電壓來實現充電或者放電，屬于在線式工作，跟傳統柴油發電機等有區別，不存在切換電源問題，比傳統發電機響應速度更快，更為直接。
由于儲能單元（單機400kw/500kwh ）并網接入點為變壓器低壓側母線，故不占用報裝容量，目前也沒有明確的規定需要向供電局申報。
由于需要考慮與用戶變壓器負載配合，選擇用戶范圍少，比較困難。
方案二 中壓接入集中式，單機500kw -1000kw
方案二中的儲能系統直接接入到10KV的母線上，說明：
儲能單元通過變壓器并接在開關站10kV母線上，電池充電狀態相當于用電負荷，放電狀態相當于電源。
直掛10kV母線上，故儲能單元充放電，不受單臺用戶變壓器負載的限制。
由于儲能單元并網接入點為10kV母線上，按照目前政策要占用容量，需要交納基本電費，這跟低壓側接入有所區別，按照供電局的規定，低壓側這邊是利用用戶現有的變壓器容量來裝機，如果要接入10KV母線，就需要增加變壓器，就要向供電局申報，繳納基本電費。
由于不需要考慮單臺變壓器負載情況，故受限少，可選用戶范圍廣。
2、儲能電站方案存在的問題
問題一：
儲能電站規模 最小值2MW/1MWH，以上分布式、集中式是否都符合？目前沒有明確的表示。
集中式直掛10kV母線，是否需要交納基本電費（容量電費）？目前我們在為電網提供輔助服務，按照訴求應該是不需要繳納基本電費的，因為現在是為電網提供服務，但并無相關的條文支撐。按照目前增加變壓器容量后，需要繳納基本電費，其經濟性需要重新評估。
節假日，用戶負荷可能小于儲能電站放電功率，是否可以反送電到系統？目前在執行的過程中，供電局對用戶反送電有嚴格的考核。1)如無法向電網反送電，自身負荷無法消耗儲能電站的電量，儲能電站的收益降低。而為了參與輔助服務而增加儲能電站的容量和PCS功率，增加投資成本，延長投資回收期。2)如可以實施反送電，功率是否有限？如果不能，那是否免考核？
解決方案：
集中式選擇110kV專業用戶，分布式選擇10kV供電的大用戶，年用電量2000萬千瓦時以上。
選擇用戶負荷曲線跟統調吻合的用戶（完全自我消納）。
以上選取的園區的負荷曲線基本跟廣東省的負荷曲線一致。
從廣東電力系統運行的特點可以看出：
上午7：45 - 9:00及下午13:15-14:00這兩個時間段負荷急劇攀升；
上午11:30-12:15，17:15-18:00 負荷急劇下降，負荷變化超過1000萬千瓦。
上午9:00-11:00，14:00-17:00 ，18:00-22:00變化緩慢，此時間段是儲能電站參與調峰的主要時間段。
調峰時間段:每天三個峰谷時段
圖中綠色的部分是AGC調令充電的真實負荷曲線，去掉黃色部分后，是AGC調令放電的負荷曲線。
從圖中可以看到，接受AGC調令充電之后負荷曲線發生了比較大的變化，用戶的用電最大功率原來的6200kW增長到最高峰的8200kW。
無論在什么時間，只要接受到調度令，需要響應進行充放電，這樣一來就無法利用原來的峰谷差價套利的方式來獲得儲能電站的收益。增加了輔助服務的收益是否比原來增加？
以東莞市10kV用戶側儲能電站的對一天收到三次AGC調令的收益進行簡單測算。
模式1是在電價最低的時候收到調度令，這時候的收益就是最低的，舉例說在7:30-8:00收到調度令，這個時間段東莞市處于電價谷段，無價差，僅有AGC調度補貼收益。8:00-9:00出于電價平段時間，同樣接到AGC調度，其整體的收益就會有所降低。
東莞市的高峰電價是從9:00開始的，模式1接受AGC調令后在高峰電價前電量已經完全放掉了，高峰時段就無電可放，即無峰谷差價收益。
模式3完全是在高峰時段收到AGC調令進行放電，這時候的收益是最高的。
而在11:00-12:00是東莞市的高峰電價時間，這個時間段進行充電，而在下午12：30開始放電，該段時間為東莞市的平段電價時間，即便對充電補貼5毛錢/度電的補貼，其價差收益也較低。
調峰時間段:每天兩個峰谷時段，即7:45-18:00
上圖有兩個AGC調令的調峰時間段，即早上7：45~9：00、12：30~14：00兩次放電和11：00~12：00、17：00~18:00兩次充電調令。
如果每天只是收到兩個充放電的調令。則當地第二個電價峰段時間進行削峰填谷獲得收益。
用戶側銷售電價峰段時間：
廣州中山惠州：14:00-17:00,19:00-22:00
佛山東莞珠海江門：9:00-12:00,19:00-22:00
深圳：9:00-11:30,14:00-16:30，19:00-21:00
廣東省內有3峰3谷，其中每個城市的峰谷電價的時間是不一樣的，只有深圳是完全按照3峰3谷實施的峰谷電價。
廣州、中山、惠州執行的是第二和第三個峰，而佛山、珠海、東莞、江門執行的是第一和第三個峰，所以不同地區的對應的儲能控制策略是不盡相同的。
問題二：
省統調日負荷曲線顯示：7:45-9:00 13:15-14:00 負荷急劇爬升，11:15-12:00,17:15-18:00急劇下降。
東莞峰段時間：9:00-12:00, 19:00-22:00，
系統調峰時間與峰谷電價時段有錯位，魚跟熊掌不可兼得，整體降低了儲能的收益。儲能不能全在低谷電價時充電，如11:15-12:00期間，需要充電；也不能全在高峰電價時放電，如07:45-09:00期間，需要放電。
放電時間：7:45-9:00雪中送炭？9:00-11:00錦上添花？而在11:15-12:00電價高峰段放電，收益高了，但是對調度來說是火上澆油？
解決方案：
AGC的調令由電網統一發送，因此建議儲能電站充放電給與特別的電價，例如在11:00-12:00充電期間是否可以給予充電電價的優惠？因為響應的是電網調度的指令，在高峰期充電，即便是給予了補貼，其收益也是較低的。
削峰填谷原理：第一次充電時間：00:00-08:00，第一次放電時間：09:00-12:00；第二次充電時間：12:01-19:00，第二次放電時間：19:01-22:00。低價的時候充電，高價的時候放電，這樣就可以實現峰谷差價的套利。
按照正常的兩充兩放模式：充電時間0:00-8:00，12:01-19:00；放電時間9:01-12:00，19:01-22:00，按2MW/2.5MWH、300天/年計算，收益是529713元，如果參與電力輔助服務，最低收益可以達到625768元，所以可以看到，參與電力輔助服務比單純的削峰填谷的峰谷差價收益要高。
但是是不是所有企業都可以參加電力輔助服務呢？《細則》第四條規定：電力調度機構應按國家有關法律法規及技術標準的要求，為儲能電站接入電網提供必要的服務，加強儲能電站調度管理。電力調度機構負責監測、記錄儲能電站實施充放電狀態。儲能電站充放電狀態接受電力調度機構統一調度指揮。
問題三：
《細則》規定：
第四條：電力調度機構應按國家有關法律法規及技術標準的要求，為儲能電站接入電網提供必要的服務，加強儲能電站調度管理。電力調度機構負責監測、記錄儲能電站實施充放電狀態。儲能電站充放電狀態接受電力調度機構統一調度指揮。
第十六條：電力調度機構按照《南方區域發電廠并網運行管理實施細則》相關條款對儲能電站自動化裝置（包括監控系統、PMU裝置、電量采集裝置、時鐘系統及監測裝置、調度數據網、電力監控系統網絡安全設備等）運行情況進行考核。
儲能電站與調度直接的通信通道工程，是應該電網投資還是投資方投資？配套通信工程配置要求，站內自動化裝置配置要求？
經濟性分析：
我們可以通過三種模式的經濟性比較，來分析參加電力輔助服務的投資回報是否比原來兩次的調峰有所增長。
按照模式1，每天三次在電價最低的時候響應調度，每年的收益就是58.23萬元/年，如果按照每天兩充兩放的調峰，削峰填谷的收益在62.58萬元/年，明顯可以看出，每天參與兩次調峰的收益比每天三次調峰的收益要高。
但是如果按照模式3，即在高電價的時候進行調度，每天三次的調峰遠比每天兩次的調峰要高。但是由于這種情況不取決于電站，而是取決于調度，所以不確定的問題會比較多，無法進行測算。
無論其每天調峰兩次還是三次，其收益都較常規的削峰填谷的收益為52.97萬元要高。
參與電力輔助服務市場的儲能電站，一是需要增加匹配功率的PCS投資；二是時需要增加儲能電站與調度直接的通信投資。其成本的上升也是明顯的。
通訊系統設備和通信工程建設，工程費用在50-200萬不等。如用戶是110KV變電站或者用戶是安裝了10kV并網的分布式光伏電站，即用戶現已有電網通訊系統，儲能電站即可以利用其原有的通訊系統即可，對于需要參與電力輔助服務而增加投入較少，如果這個儲能的電站通訊系統需要新增建設，要增加一套調度通信系統，其費用可達200萬左右的費用，這樣投入在小規模的儲能電站中成本占比較高。那么為了參與電力輔助服務其投入也是得不償失的。
并參加電力輔助服務，調度是有條件的，而AGC調峰中，是否會調用到建設的電池儲能電站，也是存在的不確定因素。
所以發布的規定對于市場有多大的促進效應現在還不能評判。目前也暫時還沒有在運營的案例，還需要在實踐的過程中，看一下實際的收益才可以進行下一步的討論。
問題四：
《細則》規定：
第七條 儲能電站應滿足電網頻率異常響應的要求。
第八條 儲能電站應滿足電網電壓異常響應的要求。
第九條 儲能電站應具備低電壓穿越功能。
第十條 儲能電站應具備高電壓穿越功能。
第十一條 儲能電站應具備有功功率調節能力。
第十二條 電力調度機構對所轄范圍儲能電站母線電壓曲線合格率進行考核。
對于低壓接入分布式儲能電站，以上運行技術要求如何滿足？該如何考核，是10KV母線還僅僅是設備負荷要求即可？這些問題都清晰的解釋。
總結
通過以上討論，用戶側儲能電站參與廣東電力市場輔助服務，還存在很多不確定性，電站試點選擇原則：
供電電壓等級是110kV專變的用戶，其與調度通信通道已有，10kV并網接入集中式也不存在基本電費問題。
以建有分布式光伏的10KV用戶，其通信通道已有，可采用低壓并網接入分布式方案。
用戶日負荷曲線盡可能與廣東統調日負荷曲線一致，充放電時，變壓器不過載，不增加基本電費，不往系統倒送電。
無現貨不市場，現有峰谷電價與調峰時段錯位，只有在執行現貨市場下，才能保證儲能充放電剛好是在峰谷電價時段。儲能電站在解決系統調峰問題時，也能獲得收益，充分體現其價值！
精彩問答
1、 AGC調令是由電網公司發出的嗎？給出的調令圖是真實的還是模擬？為什么會在用電高峰期進行充電？
AGC調令由電網公司發出，電網公司會給系統設置一定的條件，由系統自動發送。
負荷曲線圖給出的調令是模擬，真實的調令選擇的是滿足系統設置條件的調峰電站。
11:00-12:00是電價高峰時段，由負荷曲線可以看到，其負荷功率由9000萬千瓦降到7000萬千瓦，調峰是在負荷陡升或陡降時進行，11.15-12.00是下降，需要儲能充電。
2、 應用在大工業負荷側削峰填谷的儲能電站能夠享受補貼嗎？
除了參加電力輔助服務市場的補貼外，目前暫時沒有其他的補貼。
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