新型储能电站参与电力市场需分步推进

新型储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备。《2030年前碳达峰行动方案》提出，到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上。新型储能电站（下文简称“储能电站”）主要是指功率等级较大、综合性能优越的非抽水蓄能储能电站，对推动能源转型、保障能源安全具有重要作用。

如何推动储能电站商业化应用是近年来国内外共同探索的问题。《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》对完善政策机制、营造健康市场环境提出具体要求。储能电站如何参与电力市场并盈利成为其商业化应用的关键。

储能电站参与电力市场有哪些模式

参与电力市场是国外常见的储能商业模式。电力市场较为发达的国家通过立法确定储能电站的独立市场主体地位，允许储能电站公平参与各类细分市场，完善市场机制并制订体现各类资源价值的按效果付费补偿机制，为储能电站与其他资源公平同台竞价提供制度保障。

储能电站参与电力市场的类型主要包括电量市场、辅助服务市场和容量市场，发挥储能综合价值，实现多重收入。美国能源信息署（EIA）报告显示，到2020年年底，美国公用事业规模（容量大于0.1万千瓦）的储能系统中，用于频率响应的容量占总容量的59%，用于爬坡或备转容量的占比39%，参与电力现货市场的容量占比37%。

容量电费模式参考抽水蓄能电站实行两部制电价，对储能电站容量进行补偿。目前，我国大部分抽水蓄能电站实行两部制电价，容量电价用来补偿电站运营成本，电量电价用来补偿抽发损耗（抽4千瓦时电可发3千瓦时电），容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。为促进储能产业发展，我国在《贯彻落实〈关于促进储能技术与产业发展的指导意见〉2019～2020年行动计划》中提出“探索建立储能容量电费机制”，但尚未出台相关政策。目前，仅有个别的国家储能示范项目获得了容量补偿。

共享模式主要是新能源汇集站内配置的储能电站通过参与调峰辅助服务市场，为多个新能源场站调峰。为最大限度发挥储能电站调峰功能，在一定的市场交易规则下，储能电站允许为其他新能源场站调峰，实现资源全网共享。经安全校核后，调度机构根据市场交易的出清结果按序调用。目前，青海、新疆的调峰辅助服务市场运营规则允许储能与新能源电站双边交易、参与市场竞价或者由调度机构直接调用，以实现储能电站共享。

容量租赁/分拆出售模式是由单个或多个社会第三方购买、租赁独立储能电站容量，分摊储能电站投资建设成本。该模式与共享储能的区别在于新能源场站业主等第三方是否有储能电站固定容量的资产拥有权或专属使用权。在已规定新能源需配置储能的地区，如果购买或租赁独立储能电站与新能源场站自身投资建设储能相比更具经济性，该模式则具有一定发展前景。新能源场站等业主可购买或租赁独立储能电站一定容量，以较低价格满足配置储能的要求。

我国储能电站参与电力市场交易现状

目前，在现有的电力市场框架和规则下，储能电站可参与中长期电量交易，调频、调峰辅助服务市场交易。中长期交易方面，2020年年初，青海海西格尔木京能新能源与美满科技储能电站开展了首笔储能中长期交易。

调峰辅助服务方面，目前全国共20余个省份或地区出台了调峰辅助服务市场运营规则（含试运营），绝大部分省份将储能纳入电力市场。

调频辅助服务方面，目前我国共有6个省份或地区出台了调频辅助服务市场运营规则。其中，广东、福建、山西、江苏允许储能参与调频，储能电站可作为独立主体或与火电机组联合参与调频辅助服务市场，按调节效果获得补偿。

从实际成效来看，我国储能电站投资建设成本仍然较高，在单一市场中的利用率较低，多重价值、系统价值难以得到全面体现，在市场上难以与其他替代资源竞争。

储能电站应用在以下几个方面还需加强。发展规划上，我国提出了储能量化目标，下一步需重点结合电力系统实际需求明确储能电站的布局，特别是统筹电网、抽水蓄能和各类其他灵活性资源，将储能电站规划纳入电网规划，引导储能电站合理布局、有序发展。市场准入上，储能电站参与电力现货交易市场的主体身份、准入条件还有待明确，交易规则还有待完善。配置储能已成为部分地区新能源优先开发的重要条件，新能源配置储能的应用范围有待扩展。价格机制上，储能电站电价政策缺失，目前我国尚未出台储能电站相关的充电价格、上网电价、输配电价政策。在构建新型电力系统过程中，用于保障电力系统安全、电力可靠供应的储能电站难以从市场获利。目前，对此类储能的发展尚无相关的支持政策。

分阶段推进储能电站参与电力市场

根据电力市场建设情况，可分阶段推进储能电站参与电力市场。

第一阶段：当前电力市场环境下，完善辅助服务市场交易机制，发挥储能电站动态响应技术优势，重点提升储能电站在辅助服务市场上的竞争力。为适应高比例新能源、高比例电力电子设备接入电力系统的需要，近期发布的《电力辅助服务管理办法》将新型储能纳入提供辅助服务的新主体，并新增了转动惯量、爬坡等辅助服务品种。应在常规调峰、调频市场建设基础上，根据系统运行需要，制订转动惯量、爬坡等辅助服务新品种的交易规则，建立体现资源价值和按效果付费的补偿机制，充分发挥储能电站响应速度快、布置灵活等技术优势，为调动储能电站系统调节能力创造市场条件。

第二阶段：电力现货市场初级阶段，完善电能量交易规则，发挥储能电站跨时间调节能力，重点提升其在电力现货市场上的盈利水平。目前，我国第一批8个电力现货试点已全部完成试运营，第二批6个试点正在加快建设中。一方面，应完善市场机制，允许储能电站在内的各类资源公平参与电力现货市场；另一方面，完善价格机制，明确储能电站充放电价、输配电价政策，利用价格信号调动储能电站参与电网调峰，发挥新能源边际成本基本为零的优势，联合新能源共同参与电力现货交易。

第三阶段：电力现货市场成熟阶段，拓展储能电站应用新业态、新模式，重点是让储能电站在多个市场中发挥多重价值。电力现货市场成熟运行后将取代调峰辅助服务市场。储能电站可全面参与电量市场、辅助服务市场和容量市场，提供不同时间尺度的调节服务。在设计市场机制时，应充分考虑储能容量价值和电量价值，允许储能电站参与多个市场、进行分时利用，实现多重价值。应拓展智慧能源、虚拟电厂等包含储能电站的新业态、新模式，实现储能电站多元化发展。

（作者单位：国网能源院新能源与统计研究所）