独立储能参与电力现货市场的关键机制探讨

　　新型储能包括电化学储能、飞轮储能、氢储能等种类，具有建设周期短、布局灵活、响应快速、应用场景多元等优势，是我国构建新型电力系统和新型能源体系、实现“双碳”目标的关键技术。截至2022年底，我国新型储能累计装机规模达到870万千瓦。《中国新型储能发展报告2023》提出，到“十四五”末，我国新型储能累计装机容量有望超过5000万千瓦。

　　当前，我国新型储能正在迈入规模化发展的关键阶段。国家发展改革委、国家能源局相继印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕1051号)《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》(发改办运行〔2022〕475号)《新型电力系统发展蓝皮书》等文件，提出要加快完善电力市场体系，推动将新型储能转化为独立储能，以独立主体地位进入并同时参与各类电力市场，帮助独立储能形成稳定的商业运营模式，推动独立储能高质量发展。

　　国内外独立储能参与电力市场现状

　　国外独立储能参与电力市场起步较早，储能可参与的市场品种比较丰富。在国内，随着储能规模的不断扩大，不少地区也对独立储能参与电力市场进行了积极探索。

　　一是独立储能参与辅助服务市场。美国大部分市场运营商均允许储能参与调频、备用、黑启动等辅助服务市场;英国允许储能参与快速备用、短期运行备用、平衡机制启动和调频市场，其中调频市场包括固定型频率响应、增强型频率响应、动态稳定、动态调节、动态遏制等多种细化交易品种;澳大利亚允许储能参与调节调频、应急调频等辅助服务市场。在国内，山东、山西、甘肃、青海、浙江、福建、湖北、湖南等省允许独立储能参与调峰市场，山东、山西、福建、四川、重庆、江苏、湖北、安徽、甘肃、宁夏等省(市)区及南方区域允许独立储能参与调频市场，山西允许独立储能参与一次调频市场，浙江、山西允许独立储能参与省内备用市场，南方区域允许独立储能参与跨省备用市场。

　　二是独立储能参与电能量市场。美国宾州-新泽西-马里兰电力市场(PJM)、加州电力市场(CASIO)允许储能以报量报价或自调度方式参与现货市场;英国允许储能通过双边谈判或集中交易明确交割曲线后，在日前以自计划模式参与交易，或者聚合后以报量报价方式参与实时平衡市场;英国还允许储能参与中长期市场。在国内，目前尚无独立储能参与中长期市场试点。现货市场方面，山东允许独立储能采取报量不报价的方式参与现货市场，目前已有20余座独立储能电站参与市场，总规模约200万千瓦;山西允许独立储能按月自选报量报价或报量不报价的方式参与现货市场。

　　三是独立储能参与容量租赁市场。美国、英国均允许储能参加容量市场。在国内，湖南发布了全国首个储能容量交易试点方案，推动独立储能进入容量租赁市场交易;河南、广西等省区基于政府指导价，主要通过双边协商开展交易。

　　独立储能参与现货市场的关键问题

　　当前，国内独立储能参与辅助服务市场试点已经较为广泛，下一步推动独立储能参与电力市场的重点，是构建科学合理、适合储能运行特性的现货市场交易机制。在构建相关规则机制时，需要重点关注以下问题：

　　一是如何通过市场机制的设计，充分发挥独立储能的运行特性，精确匹配系统需要，最大程度体现其对电力系统的调节价值，服务新型电力系统建设和电力安全保供需要。

　　二是如何在规则中做好各交易品种的衔接，以不同交易品种的收益衡量储能的多元调节价值，合理回收储能投资成本，并激励储能运营商不断优化报价策略、提高产品性能和运营管理水平。

　　三是如何保持市场公平透明，在市场机制中处理好独立储能与其他市场主体间的关系，使不同种类的主体在市场中公平竞争，共同激发各类市场主体的创新活力。

　　针对以上关键问题，为了在现货市场机制中最大化独立储能的效能，应坚持以下原则：一是坚持以市场化手段引导储能的充放电行为，通过价格信号引导储能匹配系统调节需求;二是坚持允许独立储能同时参与不同交易品种，引导储能在不同交易品种中自行分配调节容量，充分发挥其多样化调节价值;三是坚持独立储能在市场中与其他发电主体公平竞价，统一出清后再以补偿等方式体现不同市场主体的成本差异。

　　独立储能参与现货市场的关键机制

　　1.报价方式。目前独立储能参与现货市场主要有报量报价和报量不报价两种方式。采用报量不报价方式的储能出力计划在市场中优先出清，可以保证其出力计划完全执行，适用于市场发展初期独立储能装机容量小、系统供需较为宽松、安全裕度充足等场景。

　　相比报量不报价，储能在市场中采取报量报价的方式具有以下优势：一是最大限度发挥储能的快速调节优势，精准匹配系统运行需要;二是与常规机组的报价方式保持一致，避免储能无条件抢占常规机组发电通道，体现市场公平;三是允许储能根据市场电价制定充放电策略，鼓励其通过调整报价策略匹配系统需求并增加收益。

　　在市场发展初期，在储能规模较小的情况下，电力调度机构可按照“指定+自选”模式，根据系统需要按日事先指定部分独立储能采用报量报价方式，其余独立储能可按日自主选择以报量不报价或报量报价方式。随着独立储能规模逐步扩大，可统一采取报量报价方式。

　　2.申报及出清。储能的运行模式有充放循环、单充、单放等多种模式。在报量报价方式下，独立储能在市场中申报的量价曲线是一条同时占据第一、二象限的曲线，既体现储能充放循环所期望的充放价差，又体现单充或单放所期望的绝对价格，并与常规机组保持形式统一。市场出清模型中，储能的运行约束比常规机组更为复杂，包括充放电功率约束、荷电状态约束、充放电持续时间约束、日末荷电状态约束、同时段充放约束等，确保出清计划可安全执行。

　　3.结算价格。为精准体现独立储能充放电的时空价值，其充放电结算价格与常规机组保持一致，均为节点电价。考虑到当前国内运行的现货市场大多以小时节点电价作为结算价格，在出清时可设置储能无法在同一个小时内同时充电和放电，避免收支互抵“做无用功”。在技术条件逐渐成熟后，可按照更短周期的节点价格进行结算。

　　4.考核补偿。对独立储能因自身原因未达到额定充放电能力、实际功率与出清曲线存在偏差等情况进行考核，督促储能电站提高自身运行管理水平。补偿机制应秉承公平合理、发挥激励作用并充分考虑市场主体的承受能力，在市场起步阶段，可采取以下两种补偿方式：一是基于成本的系统运行补偿，对于储能因非自身原因导致其在现货市场中的收益无法覆盖运行成本时，通过核算储能充放电成本，对收益无法覆盖成本的部分给予适当补偿。二是基于深度调峰的补偿，在评估系统调峰困难时段，可参照“两个细则”对储能充电电量计算深度调峰补偿，以体现储能对系统调峰的价值、增加储能收益。随着储能参与市场机制的逐步完善，考核补偿机制与力度应同步进行调整。

　　5.与其他交易品种衔接。做好市场各交易品种之间的协同衔接，允许独立储能灵活参与电能量、辅助服务等市场交易，理论上独立储能可选择分月、分日、分时或同时参与各品种交易，其中同时参与模式可由储能自行分配参与各品种交易的容量，充分发挥其多样化调节价值，其他参与模式则更易于操作和管理。在电力供应紧张或调峰、调频、备用等资源紧张时段，允许调度机构根据系统运行需要限定独立储能可参与的交易品种，并设计相应的披露和补偿机制。

　　独立储能的收益模式探讨

　　短期来看，现货和辅助服务市场是独立储能在电力市场中的主要收益来源。其中，现货市场的收益主要取决于充放电价差，辅助服务市场收益则主要取决于系统需求和储能的调频性能。随着独立储能装机容量不断增加，储能在辅助服务市场中的竞争将进一步加剧，辅助服务收益难以维持在较高水平，将更加依靠现货市场为储能提供常态化的调用收益和足够大的竞争空间。

　　由于现货和辅助服务市场仅能体现储能调用的变动成本，因此从长期来看，为保障独立储能可持续发展，需要进一步丰富其收益模式，回收储能的固定成本。一方面，探索将独立储能容量租赁至新能源发电商，满足配置储能的政策要求和新能源自身的调节需求。另一方面，探索建立容量补偿机制或容量市场，并以此引导储能合理规划和健康发展。

　　结语

　　独立储能作为新兴的市场主体，具有巨大的发展潜力。为了建立完善独立储能可持续发展的商业运营模式，需要结合国情及各地实际，对电力现货市场机制进行不断探索和完善，推动独立储能在灵活的多品种市场交易中充分发挥其灵活调节特性，助力新型电力系统和新型能源体系建设。

　　来源：南方能源观察