8月9—10日，由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会联合中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司、西安北大科技园、中国科学院电工研究所储能技术组、深圳市科陆电子科技股份有限公司等单位联合主办“第二届全国发电侧储能技术与应用高层研讨会”在陕西西安金磐酒店举行。组委会邀请到来自西北能源监管局市场监管处吕锐副处长，他就“西北区域辅助服务市场、并网运行管理有关情况”做了现场交流，以下是吕锐主要发言内容。

非常高兴有这样的机会参加本次研讨会，我今天给大家报告的内容，跟西北电网运行有关的情况。主要分三个部分内容：

第一部分是西北电网的概况，全国六大区域电网之一，西北由陕、甘、青、宁、新同步联网的电网，从电压等级来看西北电网全国最高，750千伏，从营业面积来看也是最大的，从装机规模来看这几年增长很快，到现在总装机容量2.54亿，最大负荷不到9000万。同时清洁能源装机占比很高，火电基本上占一半，另外水电、光伏和风电基本上是接近一半，特别是清洁能源这几年增长非常快。因为我们要做的很多工作都跟整个全网实际情况关系很密切，简单汇报一下西北电网六大特点。

第一是省间联系密切，区域统一运行。

第二各省特性不同，全网互补性强，作为陕西在西北电网的最东部，负荷的峰谷差比较大，工业用电量占比比较低，在西部几个省，包括青海、宁夏、甘肃整个用电峰谷差非常小，负荷率很高，主要用电量都是工业用电量。

第三是装机和负荷占比，电力是供大于求，但是在高峰夏季或者冬季高峰时段电力依然紧张，因为有很多具体原因：比如新能源出力不连续，冬季热点联产机组调节能力下降等等，平时富余很大，但是高峰时期比较紧张。

第四点是比较突出的，新能源发展很快，弃光弃风突出，西北电力系统在2009年全网新能源装机容量只有200多万，现在光伏加风电接近9000万，10年增长40倍，但是用电负荷增长不到3倍，怎么样把新能源利用好是非常突出的问题。

第五是用电结构单一，工业占比比较高。

最后一个是能源资源丰富，外送规模比较大，西北自己发展本身的能源很难做到自我平衡，西北也是国家西电东送的重要送出基地。

我们着重看一下新能源，刚才汇报新能源十年增长40倍，现在问题，第一资源禀赋非常好。第二装机规模大。第三就地消纳难，在新能源比较富集区域内不是用电负荷集中区域，需要用输电通道送出去。第四个是调节能力差，本身新能源是不延续性，这几年常规能源调节能力不足。

这是总体资源分布图，新疆有9大风区，甘肃河西走廊风、宁夏贺兰山区风能比较集中，光伏也一样，青海、甘肃、新疆运行非常好。从这几年新能源运行情况看，2016年柱状图蓝色是新能源受阻电量，从2017年开始到2018年政府各个部门和电力企业的共同努力下，这几年伴随着并网容量不断增长情况下弃电量在下降，发电量在上升，占比也在上升。去年2018年全网弃电量215亿，占总发电量17%，100度里面有将近17度是清洁能源发电。

第二部分，这几年开展了一些工作。两个细则：《发电网并网运行管理实施细则》和《辅助服务管理细则》，到目前已经印发到第四版，最后一版在2018年年底印发的。从执行情况来看，两个细则从全国工作按照整个区域电网来划分的，从6大电网来看，2018年一部分是考核电量，你没有按规程要求运行，要进行考核，一部分是补偿电量，对全网贡献对你补偿，这两部分的差，如果补偿大于考核，我们还需要分摊，就会形成分摊电量，如果补偿大于补偿会返给上网发电企业。2018年全网考核费用是32个亿，补偿费用53个亿，分摊费用21个亿。占到所有上网发电企业结算电费的4%左右，在全国是最高的，但是全世界来看相对国外成熟市场辅助服务费用还是偏低的。为什么西北最高？为了促进西北安全稳定运行，第二适应新能源运行和消纳的需求，第三目前火电在西北地区的经营压力非常大。如果在辅助服务方面没有适当补偿激励，整个对电网发展会造成非常严重的后果。

从2019年上半年来看，第四版运行以后考核金额13亿，补偿金额18亿，分摊金额是5个多亿。从各个省情况来看不细说了，这是2018年和2019年的情况。

为什么要不停修订整个运行规则？这个跟整个电网实际发展情况密切相关。因为我们围绕新能源这几年的快速发展，以前新能源量小的时候不对它做出硬性要求，比如负荷预测精度、频率、电压等等的要求，现在装机容量超过三分之一了，适当要求才能保证整个电网有序运行。

这几年国标、企标、行标的完善，要求把标准加到细则里面去。这一次修订了几类：第一个是调峰管理、安全管理、涉网管理有不同的侧重点，这个不详细汇报了。我着重汇报一下网侧储能，新能源考核类，比较主要的有几项：一个是功率预测，刚才提到2019年全网日最大新能源发电量到7.5亿，当天新能源弃电只有5%不到，在新能源出力同时率非常高的情况下，不光在国内和国际上同比都是很先进的水平，基于什么？基于对新能源可靠准确的管理。调度提供安排第一是常规能源开机方式，对自身能源的处理进行比较精确的预测，这个是能源厂家自己完成的，通过厂家的设备短期日前上报次日96发电功率，整个数据上传率达到一定要求，有了这几项才能比较合理的安排开机方式；第二是调整网的运行方式；第三国调跨区新能源增量现货也好，包括辅助服务市场才能做出来比较有效的应对。

从两个细则运行来看：第一体现是权责对等，奖优罚劣的目标，总体考核量上升了，大概120家最后的结果为正，这个是比较有象征意义的结果； 第二从分月情况来看，1月和7月总的考核量下降，新能源在适应这些新的要求。

在这我介绍一些情况，比如我们要实现风光预测，它现在基本上通过风光预测软件，很多厂家在做这个事。第二快速频率响应，通过改造实现，也通过专用系统。问题来了，每一套工作都需要一个系统，这些系统之间的配合，智能化的问题比较大。同时对于新能源的投资比较大，效果不一定好。还有一个比较突出的问题就是弃风弃光的要求，在9点到下午以点之前弃风弃光高峰的时候这段电量无法消纳，在这方面我们跟很多新能源厂家交流，储能是非常好的方案，跟以前储能不同的是，必须有一个智能化的解决方案，因为盈利目标是多样的，这里面哪一些盈利最大，哪一些是场站运行中面临最主要的问题，要有一套智能化运行系统。这个事情我们跟部分的储能集成商也在沟通，在这方面，下一步会有比较大的应用空间。

第三是辅助服务市场，“两个细则”是通过行政办法，规定一个标准，你们执行。辅助服务市场把标准交给市场，现在主要围绕新能源弃风弃光问题，我们把调峰作为切入点，调峰不是辅助服务，在有现货市场的地方不是。但是在国内解决的主要问题导向还是新能源弃风弃光的问题。在辅助服务市场有相应的步骤，现在进行到第二步，青海、甘肃、宁夏、新疆、西北区域，今年下半年陕西调峰运行，然后再融合。

着重介绍一下几个项目：深调、停备、电储能和调节组合。特别在青海辅助服务市场6月18日启动的，电储能在青海辅助服务市场的定位，传统网侧、发电侧、用户侧，网侧是并在电网投资还是并在电网的？我们认为是并在电网的，谁投资都可以。在青海跟单一电厂联合运行的储能，效率有限，第二回报有限，我们提出共享储能，可以接受实时调度，可以满足电网运行要求，我服务的是整个断面。

在今年4月下旬进行了模拟运行，10天时间跟两家新能源企业进行了双边协商模式运行，就是自己谈价，充电早上9点到下午17点，放电到晚上7点到21点，把能量搬移到市场需求的时段。从6月份到现在还在继续运营，还是集中交易和电网统一调度，所有厂家进行报价，同时还有电网的统一调度，按照现在的规则不用去谈了，电网统一调，按照放电电压计算，暂定一度电是7毛钱。

试点之后还要进一步扩大试点范围，因为青海从现在情况来看，海西整个新能源装机容量和弃电压力很大，需求是有的。

四大优势：第一比起单点而言有利于更大范围充电消纳，如果给每个厂家都配，总共需要100万容量，在网侧共享储能需要70万到80万就够了，这个对社会效益是很明显的。第二有利于提高储能电站的利用率。第三是项目收益，谁给我的价目最高就做，到的光伏最高1块1毛5。最后一个是比较重要，独立辅助服务提供商，从落地来看还需要具体政策，从国外用电市场来看，独立辅助服务商包括电储能在内的重要的身份。

我今天的汇报就这么多。最后简单总结两句话：在西北新能源快速发展基础上，储能在并网考核和辅助服务管理两个细节方面应该有很大作为和空间，前提要解决厂家的问题，储能的运营商还需要进一步发掘，第二在共享储能方面，就是这么多，谢谢大家。