中國儲能網訊：在全球能源轉型的大背景下，可再生能源的大規(guī)模接入給電力系統(tǒng)帶來了諸多挑戰(zhàn)。儲能作為一種能夠實現電能時間維度轉移的關鍵技術，對于提升電力系統(tǒng)的靈活性、穩(wěn)定性和韌性具有重要意義。同時，隨著電力市場改革的不斷推進，儲能參與電力市場交易成為其實現商業(yè)化運營的重要途徑。因此，深入研究儲能參與電力市場的體制機制及商業(yè)模式，對促進儲能產業(yè)發(fā)展、推動電力市場建設具有重要的現實意義。
儲能參與電力市場的方式
儲能在電力系統(tǒng)中的應用場景可分為電源側、電網側和用戶側三類，在參與電力市場的方式上有一定差異。
電源側儲能：電源側儲能裝置可以解決可再生能源大規(guī)模接入帶來的不穩(wěn)定性和間歇性問題。通過輔助動態(tài)運行和火電機組共同按照調度的要求調整輸出的大小，盡可能地減小火電機組輸出的波動范圍，讓火電機組在接近經濟運行狀態(tài)下工作；在負荷低的時候，通過原有的高效機組給儲能系統(tǒng)充電，在尖峰負荷時，儲能系統(tǒng)向負荷放電，實現取代或延緩新建機組。
電網側儲能：電網側儲能系統(tǒng)可以在電力負荷低或限電時，吸收電網電力，在負荷高或不限電時，給電網充電，實現削峰填谷；通過對電網中的儲能設備進行充放電及控制充放電的速率，達到調節(jié)系統(tǒng)頻率的目的；分布式儲能裝置快速響應負荷需求，為負荷提供持續(xù)幾分鐘甚至一個小時的服務，將其布置在負荷側，根據負荷需求釋放或吸收無功功率，能很好地避免無功功率遠距離輸送時的損耗問題，實現電壓支持。
用戶側儲能：用戶側儲能可以根據自己的實際情況安排用電計劃，將電價較高時段的電力需求轉移到電價較低的時段，從而達到降低總體電價水平的目的，實現分時電價管理。電力用戶采取一定的方式方法，在不影響正常生產工作的情況下，降低最高用電功率和容量費用，從而達到降低總電費的目的，實現容量費用管理；儲能系統(tǒng)將儲備的能量供應給終端用戶，避免故障修復過程中的電能中斷，即提高供電可靠性。在負荷側的儲能系統(tǒng)能夠在短期故障的情況下保持電能質量穩(wěn)定，減少電壓波動、頻率波動、功率因數、諧波及秒級到分鐘級的負荷擾動等對電能質量的影響。
儲能電站參與電力市場的方式主要包括電量市場、輔助服務市場和容量市場，發(fā)揮儲能綜合價值，實現多重收入。美國能源信息署（EIA）報告顯示，到2020年底，美國公用事業(yè)規(guī)模（容量大于0.1萬千瓦）的儲能系統(tǒng)中，用于頻率響應的容量占總容量的59%，用于爬坡或備轉容量的占比為39%，參與電力現貨市場的容量占比為37%。下面分別對國內外儲能參與電能量、輔助服務和容量市場的方式進行介紹。
儲能參與電能量市場
批發(fā)能量市場交易量大，在資源配置體系中具有重要地位。英國電力市場由各主體自己決策出力計劃，儲能的引入并沒有帶來明顯問題，而美國全電量出清的能量市場要求直接生成可供執(zhí)行的調度計劃和價格信號，其出清模型無法很好地考慮儲能的荷電狀態(tài)約束和裝置老化成本。另外，抽水蓄能、電化學、電機械等儲能的物理特性具有異質性，需要在機制建立中加以考慮。
現有研究修正了能量市場的投標、出清環(huán)節(jié)，考慮了荷電狀態(tài)約束和機會成本。在美國的實踐中，加州輸電系統(tǒng)運行商（CAISO）將荷電狀態(tài)約束在出清模型中統(tǒng)一考慮，允許儲能提交充放電的價差報價，而PJM電力市場則要求儲能自行管理荷電狀態(tài)，并以能量為標的展開報價。另外，各輸電系統(tǒng)運行商也允許儲能以自調度模式、輸電系統(tǒng)運行商統(tǒng)一優(yōu)化模式參與市場。
對原有電能量市場模型進行修正時，不同的技術路線各有優(yōu)劣。如確定荷電狀態(tài)管理責任方時，以輸電系統(tǒng)運行商為責任方能確保出清結果落在儲能運行可行區(qū)域內，減少因計劃不可行導致的實時偏差，但這使得不同時段的出清模型互相耦合，大大增加了求解的難度。再如，確定投標模式時，價差投標能更準確地幫助儲能反映充放電循環(huán)一次的成本，但增加了目標函數建模的復雜性。
為了滿足不同類型儲能的需要，保留多種市場參與模式是有意義的。例如，輸電系統(tǒng)運行商統(tǒng)一優(yōu)化模式能幫助儲能更有效地削峰填谷，這更適用于單機規(guī)模較大的抽水蓄能，而自主投標模式能讓儲能在市場上試探高峰價格，更適合于規(guī)模較小、成本較為昂貴的電化學儲能。值得注意的是，輸電系統(tǒng)運行商并未對儲能類型加以區(qū)分并強制其以某種模式參與，而是賦予儲能自由選擇權，保證規(guī)則的公平性。
目前，國內調峰市場未形成有效的價格機制，激勵不充足、不穩(wěn)定、不夠準確。調峰補償是現貨市場未建立、分時價格未形成時的過渡機制。部分省份設定固定補償價格，大多在0.4～0.7元/千瓦時，尚未對電化學儲能參與調峰提供充足的利潤。同時，現有的調峰補償價格有被政策干預的可能，面臨下降甚至取消的風險，無法向儲能投資者傳遞穩(wěn)定的收益預期。 另外，固定價格機制未能通過能量市場準確地反映不同系統(tǒng)、不同日期調峰的價值差異，可能造成價格信號的扭曲。
儲能參與輔助服務市場
2011年12月，美國聯邦能源管理委員會發(fā)布了755號法令，明確要求各個電力市場出臺基于效果的付費補償方案，對調頻資源的實際貢獻進行補償。該法令要求調頻輔助服務市場對調頻資源必須包含兩部分補償：一方面是對應現有的容量補償，包含邊際電源的機會成本；另一方面是效果補償，反映調頻資源提供調頻輔助服務的質量（如跟隨控制信號的準確度）及實際貢獻數量。這使得儲能系統(tǒng)參與電網AGC調頻服務獲得合理回報的問題得以解決。為此，PJM電力市場將調頻信號區(qū)分為傳統(tǒng)調頻信號Reg A和動態(tài)調頻信號Reg D，并同時給予容量支付和表現支付。
英國也建立了包含增強快速調頻、短期運行備用、快速備用等多種產品。其中，2016年誕生的增強快速調頻產品要求資源在1秒內完成響應，這尤其有利于電化學儲能發(fā)揮其靈活性優(yōu)勢。
目前，我國山西、廣東等省份的調頻支付機制考慮了調頻效果，有利于獎勵快速響應資源。與美國電力市場類似，我國部分省份的調頻市場也引入了表現支付，給予響應速度快、精度高、延遲少的資源更多支付。此外，市場還對調頻容量、調頻里程給予部分支付。不過，目前大部分省份的調頻市場依舊獨立運行，無法很好地考慮調頻、能量、備用等標的間的耦合關系。
儲能參與容量市場機制
英國容量市場：英國容量市場是由英國國家電網公司運營，以電力容量作為商品的市場。英國建設容量市場的初衷是希望通過容量市場收益來彌補單獨電能量市場收益對容量投資激勵不足的問題，從而保障電力長期供給安全，以及為大量風電、光伏提供充足的備用容量。英國容量市場包含容量定額、拍賣、交易、交付、支付等階段，英國政府在容量定額和交付階段進行市場引導，拍賣和交易實現完全市場競爭。
美國PJM容量市場：美國PJM容量市場始建于1999年，最初的模式為容量信用市場（CCM），2007年針對CCM的缺陷進行改進后替代為可靠性定價容量市場（RPM）。RPM是一個多重拍賣市場，包括一個基本拍賣市場（BRA）、三個追加拍賣市場和一個雙邊市場，給予了市場充分的流動性，也為市場成員提供了多次報價的機會。
美國加州容量市場：美國加州容量市場包括三個構成部分：長期容量購買計劃、容量充裕性市場和補充容量購買機制。長期容量購買計劃覆蓋未來10～25年的需求情況，容量充裕性市場針對未來一年內的需求，補充容量購買機制則是由加州電力市場運營機構提供的兜底保障機制。
我國容量市場：在我國，目前大部分抽水蓄能電站實行兩部制電價，容量電價用來補償電站運營成本，電量電價用來補償抽發(fā)損耗（按一般說法，抽4千瓦時電能可發(fā)3千瓦時電），容量電費和抽發(fā)損耗納入當地省級電網（或區(qū)域電網）運行費用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價調整因素統(tǒng)籌考慮。為促進儲能產業(yè)發(fā)展，我國在《貫徹落實〈關于促進儲能技術與產業(yè)發(fā)展的指導意見〉2019～2020年行動計劃》中提出“探索建立儲能容量電費機制”。
共享儲能與容量租賃
近年來，共享儲能、容量租賃等創(chuàng)新商業(yè)模式在我國逐漸得到重視。儲能共享模式主要是新能源匯集站內配置的儲能電站或獨立儲能電站，通過參與調峰輔助服務市場，為多個新能源場站調峰。為最大限度發(fā)揮儲能電站的調峰功能，在一定的市場交易規(guī)則下，儲能電站允許為其他新能源場站調峰，實現資源全網共享。經安全校核后，調度機構根據市場交易的出清結果按序調用。目前，青海、新疆的調峰輔助服務市場運營規(guī)則允許儲能與新能源電站雙邊交易、參與市場競價或者由調度機構直接調用，以實現儲能電站的共享。
容量租賃/分拆出售模式是由單個或多個社會第三方購買、租賃獨立儲能電站容量，分攤儲能電站投資建設成本。該模式與共享儲能的區(qū)別在于，新能源場站業(yè)主等第三方是否具有儲能電站固定容量的資產擁有權或專屬使用權。在已規(guī)定新能源需配置儲能的地區(qū)，如果購買或租賃獨立儲能電站與新能源場站自身投資建設儲能電站相比更具經濟性，該模式具有一定的發(fā)展前景。新能源場站等業(yè)主可購買或租賃獨立儲能電站的一定容量，以較低的價格滿足配置儲能的要求。
發(fā)電側儲能
參與電力現貨市場的盈利分析
以發(fā)電側儲能參與電力現貨市場為例，說明儲能盈利模式的分析方法。
儲能系統(tǒng)成本模型
初始投資成本，儲能系統(tǒng)的初始投資成本根據近年儲能電站EPC中標價格確定，公式如下：
年運行維護成本，公式如下：
根據儲能系統(tǒng)的使用壽命和基準收益率，將總投資成本在壽命周期內平攤，與年運維成本疊加得到費用年值：
對于典型配置的儲能單獨參與市場的商業(yè)模式進行測算，不考慮政府補貼。分別考慮新能源配儲和獨立儲能兩種類型。采用以上介紹的方法對表中所示兩種類型的某電池儲能系統(tǒng)展開測算。
新能源配儲：不記初始投資成本，計算得其年運維成本為Sm=86萬元。
獨立儲能：計算得其初始投資成本為SPE=1.8億元，成本費用年值為AC=1675.67萬元。
儲能參與現貨市場的盈利分析
獨立儲能可以自調度方式（自行管理荷電狀態(tài)）參與中長期和現貨電能量市場，此時“充電價格=谷時段電價+電度輸配電價+政府性基金及附加”；也可以接受電網調度的方式（上報容量等信息后接受統(tǒng)一調度）參與現貨電能量、調峰和調頻輔助服務市場，此時免收輸配電價。
設定儲能每日滿充滿放電1次。儲能通過現貨市場盈利公式如下：
通過容量補償的盈利如下：
由以上兩式可求出儲能盈利時和確定谷價情況下的現貨價差臨界值。
儲能參與現貨市場通過充放電價差獲取收益。假設年現貨平均充電電價分別取100、200、300、400元/兆瓦時，容量補償單價為19萬元/（月×兆瓦時），獨立儲能的容量租賃單價為200元/（千瓦時·年），租賃率為50%。設定儲能的電度輸配電價與政府性基金及附加之和為211.7元/兆瓦時。
新能源配儲：年現貨平均谷價為100～400元/兆瓦時，平均充放電價差382.8～435.7元/兆瓦時，以統(tǒng)一調度模式全年全電量參與現貨市場基本實現盈虧平衡；平均充放電價差為594.5～647.5元/兆瓦時，以自調度模式全年全電量參與現貨市場基本實現盈虧平衡。
獨立儲能：不考慮容量租賃，平均充放電價差為416.6～469.5元/兆瓦時，以統(tǒng)一調度模式基本實現盈虧平衡；平均充放電價差為628.3～681.3元/兆瓦時，以自調度模式基本實現盈虧平衡?？紤]容量租賃，平均充放電價差為204.3～257.3元/兆瓦時，以統(tǒng)一調度模式基本實現盈虧平衡；平均充放電價差為416.1～469元/兆瓦時，以自調度模式基本實現盈虧平衡。
儲能參與電力市場的問題分析及建議
目前，電力系統(tǒng)仍缺乏體現儲能價值的市場化運營機制。儲能是靈活性供電的提供者，但當前電力系統(tǒng)靈活性的市場價值及其實現的市場機制不完善，制約了儲能產業(yè)的健康發(fā)展。大規(guī)模儲能進入電力系統(tǒng)仍存在制約因素，各類儲能技術成熟度總體不高，電化學儲能存在安全性、適應性及成本等問題，儲能電站成本依然較高，且行業(yè)標準體系和安全規(guī)范尚未完善。儲能應用涉及多個市場主體，如何設計公平合理的收益分配機制，激發(fā)各主體投資儲能的積極性，是政策制定面臨的挑戰(zhàn)。
一是完善中長期交易機制，拉大峰谷價差。近年來，我國儲能市場一直保持穩(wěn)定發(fā)展態(tài)勢，但發(fā)展速度難以提升，主要原因是峰谷電價差較小，缺乏合理的商業(yè)應用模式，儲能系統(tǒng)經濟性未能凸顯。此次提升峰谷電價價差提高了工商業(yè)用戶的用電成本，將大大提振工商業(yè)用戶配置儲能節(jié)約用電成本的意愿。峰谷電價的政策給儲能產業(yè)的發(fā)展創(chuàng)造了條件，儲能企業(yè)可以通過購買低谷時的低價電，出售高價電實現盈利。儲能產業(yè)的發(fā)展不僅能惠及到幾個企業(yè)，對提高整個電網系統(tǒng)運行效率、降低電力系統(tǒng)的運行成本，都具有非常重要的意義。
二是建立電力現貨交易機制，推動電源側獨立儲能在現貨市場中發(fā)現價格。電源側獨立儲能參與現貨交易是較為優(yōu)選的商業(yè)模式之一，通過電網調度并給予容量補償，有望使電源側儲能獲得高收益。通過調研企業(yè)運行情況，合理設定各個參數，固化合適的規(guī)則，修正不正確的規(guī)則。
三是加快推進調頻輔助服務市場建設，推動調頻輔助服務從行政定價到市場定價，同時豐富調頻輔助服務市場交易品種，通過市場發(fā)現新型儲能價值。目前，江西省并無開啟調頻輔助服務市場，新昌電廠電源側調頻調峰儲能一期項目于2020年投運，其調頻輔助服務的使用和付費遵循“兩項細則”（《華中區(qū)域并網發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》和《華中區(qū)域發(fā)電廠并網運行管理實施細則》），按照事前定價、事后按調用量補償的方式獲取調頻收益，并不能充分發(fā)揮新型儲能調頻的積極性。應加快推進省級調頻輔助服務市場建設，推動調頻輔助服務從行政定價到市場定價，通過市場調動新型儲能積極參與調頻，滿足未來的調頻需求。
四是探索建立容量市場。容量市場的引入將向可調度的發(fā)電設施支付費用，以換取在發(fā)電不足的情況下確保其容量可用。容量市場相比容量補償機制，引入了市場價格競爭，能夠正向激勵電源側配備儲能。
五是加快共享儲能等商業(yè)模式發(fā)展，拓展電源側儲能盈利渠道，促進儲能行業(yè)健康發(fā)展。為助推新型電力系統(tǒng)建設，保障電網電力電量平衡與安全穩(wěn)定低碳運行，研究新型儲能的技術應用與商業(yè)模式至關重要。與常規(guī)儲能項目相比，虛擬電廠、“互聯網+儲能”“分布式智能電網+儲能”等新型儲能商業(yè)模式具有易于調度、質量可控、收益多元等多重優(yōu)勢，可進一步發(fā)揮新型儲能的潛在應用價值。
隨著技術的不斷進步和政策的持續(xù)推動，儲能在電力市場中的應用前景將更加廣闊。一方面，儲能技術成本有望進一步降低，性能不斷提升，新型儲能技術（如固態(tài)電池、氫儲能等）將逐漸成熟并實現商業(yè)化應用，為儲能市場注入新的活力。另一方面，電力市場體制機制將不斷完善，儲能與其他市場主體之間的互動將更加緊密和高效，儲能的市場價值將得到更充分的體現。此外，儲能技術創(chuàng)新將拓展儲能的應用場景，使其不局限于傳統(tǒng)的發(fā)電側、電網側和用戶側，在分布式能源系統(tǒng)、微電網、新型電力系統(tǒng)等領域的應用將不斷拓展，為實現能源綠色低碳轉型和可持續(xù)發(fā)展目標提供有力支持。然而，儲能產業(yè)的發(fā)展仍面臨一些挑戰(zhàn)，如儲能安全管理、市場監(jiān)管體系建設、跨區(qū)域市場協(xié)調等方面，需要政府、企業(yè)和科研機構共同努力，加強合作，推動儲能產業(yè)健康有序發(fā)展。
