通過電力市場獲益是儲能1商業化應用的基本趨勢。國家發展改革委2017年發布的《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》明確了“市場主導、改革推進”的發展原則，并提出加快電力市場建設，鼓勵儲能直接參與市場交易，通過市場機制實現盈利。當前我國正處于電力市場改革進程中，市場機制、價格機制、管理機制等尚不完善，儲能如何在這一特殊時期的電力市場中盈利成為儲能產業發展的關鍵。目前儲能在調峰、調頻、新能源消納、需求側響應等多個領域得到應用，相關市場也在不斷建立和完善。儲能與新能源發展、電力市場改革、電價改革等各方因素密切相關，任何相關領域政策的推陳出新都將或多或少波及儲能，本文重點分析當前電力市場規則和政策環境下儲能的適應性與經濟性，并提出相關建議。

本文作者：時智勇(國網能源研究院有限公司高級研究員)

當前我國正處于計劃向市場改革過渡期與傳統化石能源向清潔能源轉型過渡期的“雙期疊加”階段，電力市場建設呈現出一定的時期特色。目前，我國已經形成年度、月度、日前、日內、實時等多時間尺度的市場類型，涵蓋了優先發購電、中長期電量交易、合同電量轉讓、輔助服務、現貨市場試點等多類型交易品種，其中儲能作為市場主體主要參與了以下幾類市場。

儲能參與調峰輔助服務市場

調峰輔助服務市場是我國特有的市場品種，是一種電能量市場，在國外歸為平衡市場或現貨市場。我國調峰輔助服務市場以消納新能源為目標，主要目的是為了調動火電機組壓降出力為新能源騰出發電空間，僅進行向下調峰補償。目前，我國已有十多個地區(省、市)出臺了調峰輔助服務市場運營規則，除山東省外均允許儲能以獨立主體身份參與市場。與火電機組日前競價參與調峰市場不同，儲能主要與新能源通過雙邊交易或內部協商的方式開展交易。電源側、用戶側儲能在調峰輔助服務市場中難以盈利。電源側儲能調峰以協商方式確定價格，富余儲能容量可在電網需要時由電網調用，并給予固定價格補償?！稏|北電力輔助服務市場運營規則》要求發電側配置儲能由儲能投資方與風電場、光伏電站協商確定補償費用;《青海電力輔助服務市場運營規則(試行)》的通知提出在新能源棄電時對未能達成交易的儲能進行調用，價格暫定0.7元/千瓦時。隨著補貼退坡、平價上網日趨臨近，儲能0.6~0.7元/千瓦時的置換成本不具有經濟性，同時考慮已有調峰輔助服務市場給予電化學儲能的調峰價格普遍不高，實際利用小時數偏低，隨著棄風棄光逐步得到改善，采用該模式難以獨立支撐儲能商業化運行。用戶側儲能與新能源發電企業以雙邊交易的形式開展調峰，交易價格限制在0.1~0.2元/千瓦時之間。用戶側儲能參與市場首先具備1萬千瓦、4萬千瓦時以上的容量要求，其次接入調度、交易系統的成本較高，在補償方面與火電機組深度調峰0.4~1元/千瓦時的價格相比，電化學儲能調峰缺乏競爭力。電網側儲能參與調峰輔助服務市場的相關規則尚不明確。目前，電網側儲能參與調峰的相關規則尚未出臺或稱另行制定。大連液流電池儲能調峰電站、甘肅網域大規模儲能電站作為國家示范項目將在調峰方面進行探索，其中，大連項目將參考抽水蓄能執行兩部制電價，甘肅項目還在積極爭取政策支持。除補償價格外，利用小時數也直接決定儲能能否盈利，調峰通常是季節性的，利用小時數難以得到有效保障，這為儲能帶來收益上的風險。電網側儲能調峰補償收益與充放電套利存在價值重疊，儲能低充高放是一種套利兼調峰的行為，這也是調峰市場與現貨市場不宜同時存在的原因。調峰輔助服務是電力市場改革過渡期的中間品種，隨著我國現貨市場的推進，最終將被現貨取代。未來一段時間調峰輔助服務市場仍作為服務新能源消納和緩解供暖地區火電機組“以熱定電”矛盾的特殊手段，儲能能否在調峰市場上盈利將由價格和利用小時數共同決定。

儲能參與調頻輔助服務市場

儲能參與調頻輔助服務市場主要包括儲能聯合火電機組調頻以及獨立儲能電站調頻。儲能聯合火電機組調頻是我國現行輔助服務考核機制下的特有形式，市場容量有限。目前山西、福建、廣東三省出臺的調頻輔助服務市場運營規則允許儲能聯合火電機組參與調頻。準入容量方面，福建要求儲能電站容量不少于10兆瓦;廣東要求儲能電站容量需在2兆瓦/0.5小時及以上;山西要求儲能應達到機組額定容量3%或9兆瓦及以上，持續充放電時間達到15分鐘以上。報價標的方面，以發電單元的調頻里程為交易標的，日前報價、日內集中統一出清。補償方式方面，為體現發電單元的性能差異，將調節性能指標(調節速率、響應時間、調節精度三者乘積)作為報價排序和補償的系數，按“效果付費”。儲能憑借快速的響應特性和良好的調節精度，彌補了火電機組跟蹤調頻指令響應慢、精度低的缺點，大大提高了機組調頻性能，從而直接提升機組被調用機率和補償費用。以某省一臺30萬火電機組聯合儲能調頻進行測算，每天調節里程大概為1吉瓦，年AGC投運250天，儲能充放電的成本和收益基本抵消，不再計入效益分析。儲能設施投資3000萬元，當里程出清價格為15元/兆瓦，一天有7.5萬元的收益，年調頻收入為1875萬元，兩年的時間即可收回成本，內部收益率達到了49.7%，當出清價為7.12元/兆瓦，該項目內部收益率為8%，出清價低于5.8元/兆瓦，項目虧損。為合理引導投資方向，山西調頻輔助服務市場將最初15元/兆瓦的報價上限下調到了5~10元/兆瓦;福建調頻里程申報價格只設定上限，為8元/兆瓦;廣東調頻市場里程價格上、下限為15元/兆瓦、6元/兆瓦，良好的收益預期吸引了20余家發電廠的廣泛參與。對于調節性能差、分攤費用多的機組，通過配置儲能可較好地提高機組調頻性能，并在調頻輔助服務市場中獲取收益，大部分調節性能較好的機組沒有配置儲能的需求。同時，調頻市場的容量有限且基本固定，若越來越多的機組配置儲能，雖然優化了系統的頻率，降低火電機組頻繁調節帶來的損失，但從調頻市場來看，最終的結果是利益的再分配。當前我國獨立儲能電站參與調頻尚不具備條件，也無迫切需求。山西、福建允許儲能電站作為獨立主體參與調頻輔助服務市場，但目前尚未有實際案例。一方面，當前我國電力市場機制以及系統配置尚不具備條件。為適應不同調頻需求并體現不同調頻資源的價值，一般將調頻市場分為快速調頻以及其他常規調頻市場，快速調頻資源內部競爭并獨立出清?？焖僬{頻市場在調度運行、市場交易方面配合一整套快速優化、出清結算的信息系統。當前我國電力市場機制以及調度、交易系統配置尚不具備條件。另一方面，我國電力系統對快速調頻資源的需求不迫切。調頻需求由負荷波動以及新能源滲透率相關，快速調頻主要適用于一次調頻或二次調頻的高頻分量調節，我國新能源裝機雖然在總量上位居全球第一，但占總裝機容量比例還較低，傳統機組調頻可滿足基本需求，同時我國已形成了世界上規模最大的同步電網，各系統之間互濟能力顯著增強，大大提高了頻率穩定性。我國調頻輔助服務市場規則以火電、水電為主要設計對象，獨立儲能電站雖然在響應速度和調節精度上具有顯著優勢，但跟蹤AGC指令時需要具備持續的輸出能力。若沒有火電機組在后期能量上的支撐，獨立儲能電站調頻需要配置較大功率和容量的電池，成本快速上升。在相同的補償機制下，與儲能聯合火電機組調頻相比，獨立儲能電站調頻經濟性較差。

儲能參與電量市場

電量市場是電力市場的主要組成部分，2019年6月，國家發展改革委發布《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》，量價放開正在加速推進，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，還原能源商品屬性，在市場中發現價格。價格由供需決定，能夠在瞬息萬變的市場中快速響應并付諸行動，儲能無論從響應速度還是能量時移方面均有著其他電源無可比擬的優勢。

國家尚未出臺儲能參與電量市場的相關政策。目前，儲能電站通過市場機制進行購銷價差盈利無政策依據，這里的購銷價差模式是指儲能通過購買新能源棄電量、低價煤電、低谷電，然后向用戶或者電網出售。一類是向電網出售。目前儲能作為電源或負荷的身份未明確，國家尚未出臺儲能并入公網的上網電價政策，可按當地燃煤標桿電價收購，購銷差價甚微，甚至出現購銷價格倒置，不具有經濟性。另一類是向用戶出售，此模式同樣沒有政策支撐。與客戶側儲能利用峰谷電價差套利不同，獨立儲能電站向用戶售電需要支付電網公司過網費，在相同利用小時數下，經濟性要小于客戶側儲能。目前我國部分大工業用戶以市場化電價結算，絕大部分電力用戶執行目錄電價，電網側儲能在用電高峰時段放電雖然起到了緩解供電壓力的作用，但在收益方面僅僅是電量市場內部利益的轉移，也規避了承擔交叉補貼的責任，并非政策鼓勵方向。但在增量配電試點項目中，增量配電業主在其經營區域內投資建設儲能，并通過充放電價差獲取收益是可行的，這類似于客戶側儲能。業界對儲能參與現貨市場充滿期待，未來可期，道路荊棘?，F貨市場在經濟學上是指買賣交易即刻生效的市場，是針對期貨市場而言。電力市場中，只有實時市場嚴格滿足現貨市場的定義。結合電力交易即發即用的特點，在討論電力現貨市場時常把時間尺度擴大到實時交易的日內甚至一日前。現貨市場可分為“分散式”和“集中式”兩類。“分散式”采用“中長期實物合同+現貨偏差調整”，其中中長期交易采用物理雙邊合約，剩余部分電量參與現貨交易，代表地區是北歐;“集中式”采用“中長期差價合約+現貨全電量”，其中中長期交易采用雙邊差價合約，發電企業全部電量均參與現貨交易，代表地區是美國PJM。北歐地區電源調節能力強、電網幾乎沒有阻塞，日前市場電量占比超過80%，我國試點地區更接近美國，基本采用了“集中式”的現貨市場模式，此模式下無論是中長期交易雙邊差價合約還是政府授權差價合約，其目的是為了防范市場風險，防止現貨市場價格大幅波動?，F貨試點省份建設初期尚未將儲能納入市場主體，隨著現貨市場的成熟運行，電力電量的商品屬性逐步體現，儲能進入市場是順其自然的結果?，F貨市場的重要價值在于發現價格，儲能可根據價格信號靈活充放電獲取收益，但是否盈利則由市場的供需以及儲能自身經濟性來決定。一方面，絕大部分電量通過中長期交易規避了市場風險也穩定了市場基本價格，長期大范圍價格波動發生概率不大，另一方面若市場價格波動較大，必然帶動更多的儲能以及其他靈活性資源參與市場，最終實現供需動態平衡?，F貨市場將是儲能未來的主戰場，但現貨市場的建設涉及方方面面，非一日之功。

其他市場

客戶側儲能作為可變動負荷參與需求側響應。應對電源結構調整以及負荷特性的變化，系統需要更加靈活地調節資源保障電網安全穩定運行和可靠供電。2017年《電力需求側管理辦法(修訂版)》發布，提出積極發展儲能和電能替代等關鍵技術，促進供應側與用戶側大規模友好互動。隨后，江蘇、山東等多個省市出臺或修改需求響應規則，允許儲能設施參與需求響應，同時根據調用和響應情況制定分級補償標準。有償調壓、容量備用、黑啟動尚未形成市場化運營規則。部分儲能作為容量備用得到一定補償，但僅通過容量備用其收益難以覆蓋全部成本。儲能僅通過一種市場盈利難以保障固定的利用率，而儲能具有多重價值的技術特點應該賦予其在多種市場中的主體身份，以目前市場的開放程度尚不能支撐獨立儲能電站商業化運營。

總結與建議

電力市場過渡期，儲能可參與的市場類型有限。主要包括以消納新能源為主要目標的調峰輔助服務市場、調頻輔助服務市場以及需求側響應，儲能參與其他細分市場特別是電量市場的身份還未得到允許。價格機制尚不完善，儲能充放電價格機制缺失。此階段上網側標桿電價與市場競價共存、用電側目錄電價與市場交易電價共存，儲能扮演電源與用戶雙重角色，在現貨市場運行之前，明確儲能充放電價格機制非常必要。儲能與其他市場主體同臺競爭的公平性尚未得到保證。儲能仍然被視為非常規的電力設施，在調峰、電量直接交易等方面與傳統火電機組存在差異，同價不同功，同質不同價。電力市場改革過渡期，應允許在需求迫切的場景下給予儲能設施一定的政策支持，以此在商業模式、技術路線方面進行探索和創新，同時保持一定的投資強度，促進儲能產業的持續健康發展。給予儲能公平參與多個細分市場的主體身份，充分發揮儲能的多重功能以提高自身利用效率，配套建立儲能多重價值的補償機制。隨著新能源大規模并網以及傳統電源被替代所帶來的系統調節問題，根據系統需要適時建立快速調頻、備用、容量等市場，充分發揮儲能在響應速度和能量時移方面的重要價值。

1本文所指的儲能主要為電化學儲能。

原文首發于《電力決策與輿情參考》2019年10月25日第39、40期