自2015年3月15日电改九号文发布以来，电力市场改革已进入第三个年头。随着2016年12月《电力中长期交易基本规则(暂行)》的发布，全国各省市建设电力中长期市场成为2017年我国推进电力改革的核心任务之一。本公众号邀请了来自国家能源主管部门、高校和科研机构、电力交易机构，以及电网、发电、售电企业参与政策制定和市场建设的一线电力市场专家，针对规则中优先发电权、跨区跨省交易、可再生能源保障、新型交易品种、多种交易协调、考核结算方式等关键问题，进行专题解读。希望对各省市电力中长期交易市场建设，对各类市场主体参与中长期交易，提供有益的参考。
《电力中长期交易基本规则(暂行)》解读——中长期交易促进储能和灵活性资源的发展
刘敦楠
华北电力大学能源互联网研究中心
2016年6月国家能源局发布了《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》，对电储能参与辅助服务市场开始试点工作。同年12月29日，国家发改委、国家能源局印发了《电力中长期交易基本规则(暂行)》(以下简称《基本规则》)，《基本规则》里明确提出鼓励电储能设备、需求侧(如可中断负荷)等尝试参与辅助服务市场。两个文件的先后发布标志着电储能和需求侧(灵活性资源)正在逐步参与辅助服务市场，这也是《基本规则》的一大亮点。本文对电储能和需求侧(灵活性资源)展开分析。
一、什么是储能和灵活性资源?
电储能是一种通过化学或者物理方法将电能存储起来并在需要时以电能形式释放的新兴储能技术和产品(不含抽水蓄能)，因储能充放电速率快、调频响应快且精准(美国西北太平洋国家实验室的分析报告指出，储能系统进行AGC调频的效果是水电机组的1.7倍，是纯燃气机组的2.7倍，是火电机组和联合循环机组的近20倍)。需求侧(如可中断负荷)主要是指可响应电网调峰调频的一类资源。在我国还未开展需求侧参与调频的实践，仅有分时电价用以激励用户用电曲线，起到削峰填谷的调节作用。
近年来我国电储能以及需求侧的应用在可再生能源消纳、分布式发电、微网、电力辅助服务等领域逐步得到运用，并形成了初步的商业发展模式，但由于之前没有出台相关政策，电储能与需求侧的市场定位一直未能明确，随着《基本规则》的出台，其市场成员中明确增加了独立辅助服务提供者这一角色，更进一步的推动了电储能以及需求侧参与辅助服务市场的发展。在此电储能以及需求侧均属于灵活性资源。
灵活性资源是指能够增加能源供需系统柔性、弹性、灵活性的，服务于用能系统动态供需平衡的资源。系统能够通过灵活性资源的快速、准确地调控，实现自身的供需平衡，同时满足多元化的能源供需要求。
二、储能及灵活性资源的价值体现
1)偏差考核
在《基本规则》中，增加“双边协商交易约定电力交易(调度)曲线”，同时《基本规则》中明确了发电侧与用电侧的偏差考核机制。在约定负荷曲线的前提下，可通过比对发用电曲线与约定曲线的差异来确定发用双方的偏差责任，此时发(用)电方需通过购买平衡服务或收取再调度费的方式来平衡这部分偏差(如图1所示)，减少对应的考核费用。
图1 负荷偏差
图2 调峰贡献度
2)辅助服务补偿
《基本规则》中的辅助服务条款中提出了调峰贡献度的概念，“电力用户峰谷差率小于全网峰谷差率时调峰贡献度为正，电力用户峰谷差率大于全网峰谷差率时调峰贡献度为负。与贡献度为正的电力用户签订直接交易合同的电厂，免除相应直接交易电量调峰补偿费用的分摊。”用户在进行辅助服务补偿费用结算时，可通过储能及灵活性资源对自身的负荷进行调节(如图2所示)，进而改善自身的调峰贡献度。
《基本规则》全文中关于交易曲线与辅助服务篇幅较多，这两项内容更多的是属于实时市场的范畴，对设备的调节能力有较高的要求，正由于此为储能及灵活性资源的发展提供了空间。
三、储能和灵活性资源如何参与辅助服务市场
1)准入条件
2016年6月7日发布的《国家能源局关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》中规定，“在‘三北’地区试点的电储能设施规定在发电侧的设施可与机组联合参与调峰调频，也可作为独立主体参与辅助服务市场交易，作为独立主体的储能设施需要充电功率应在10兆瓦及以上、持续充电时间应在4小时及以上。”可以预见未来充电功率10兆瓦及以上、持续充电时间在4小时及以上的储能设施是独立辅助服务供应商的基础条件。
但在基本规则中并未对电储能设备和需求侧的规模做具体要求，仅提出了独立辅助服务提供者需要经过电力调度机构进行技术测试通过后方可参与，可以认为基本规则降低了电储能和需求侧参与辅助服务交易的门槛，鼓励各地尝试参与实施。
2)交易方式
在推动电储能和需求侧参与辅助服务市场过程中，最重要的是首先确立二者的地位，之后就是电储能和需求侧在交易过程中能够实现收益合理化，这样才能持续不断的推行下去。《基本规则》中规定“电储能和需求侧参与辅助服务市场按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，补偿辅助服务提供者的成本并考虑一定的合理收益。辅助服务执行各区域辅助服务管理实施细则及并网运行管理实施细则。”值得注意的是电力用户参与提供辅助服务补偿和发电企业一致。
在目前这种缺少现货市场的体系，其实对辅助服务的商业模式的创新有所影响，但考虑到储能与需求侧参与辅助服务市场处于起步试点阶段，执行统一补偿标准较为稳妥，且在基本规则中同时鼓励采用竞价方式确定辅助服务提供主体，电力调度机构根据系统运行需要，确定调峰、自动发电控制、备用等服务总需求量，各主体通过竞价的方式提供辅助服务，为电储能和需求侧参与辅助服务市场起到一定促进激励作用。
四、储能和灵活性资源应用的商业模式
辅助服务市场建立还在摸索阶段，可通过储能和灵活性资源商业模式的创新，来逐步建立和完善辅助服务市场。在当前阶段，商业模式的创新可通过与市场不同主体间的结合来实现。
图3 储能和灵活性资源的创新商业模式
1)与发电侧结合。一方面通过储能及灵活性资源的高调节性能，来减少发电企业在市场交易中的电量偏差，减少发电企业的考核费用;另一方面，可通过与机组出力的灵活互动，为电网提供有偿辅助服务，获得合理收益。
2)与用户侧结合。在《基本规则》中，不仅对发电企业有考核，对于电力用户也有相应的考核费用，用户也可通过储能和灵活性资源(例如：需求侧管理)的应用来减少偏差考核费用。同样，用户侧也利用储能及灵活性资源来改善自身负荷的峰谷差率，进而为电网提供辅助服务。
3)作为独立辅助服务提供商。独立辅助服务提供商作为《基本规则》中定义的新成员，可按规则参与辅助服务交易，签订和履行辅助服务合同。独立服务商可为发电企业、电力用户、售电公司、电网企业等市场成员提供有偿辅助服务。
值得注意的是，《基本规则》中将独立辅助服务提供商的权利范围定义为按规则参与辅助服务交易，没有提到其是否能够直接参与到市场交易，因此储能和灵活性资源在电力市场建设初期需通过提供辅助服务的模式进入市场，也许在未来现货市场条件成熟后，可以在电力市场中实现自主交易模式。
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