通过电力市场获益是储能1商业化应用的基本趋势。国家发展改革委2017年发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》明确了“市场主导、改革推进”的发展原则，并提出加快电力市场建设，鼓励储能直接参与市场交易，通过市场机制实现盈利。当前我国正处于电力市场改革进程中，市场机制、价格机制、管理机制等尚不完善，储能如何在这一特殊时期的电力市场中盈利成为储能产业发展的关键。目前储能在调峰、调频、新能源消纳、需求侧响应等多个领域得到应用，相关市场也在不断建立和完善。储能与新能源发展、电力市场改革、电价改革等各方因素密切相关，任何相关领域政策的推陈出新都将或多或少波及储能，本文重点分析当前电力市场规则和政策环境下储能的适应性与经济性，并提出相关建议。
本文作者：时智勇(国网能源研究院有限公司高级研究员)
当前我国正处于计划向市场改革过渡期与传统化石能源向清洁能源转型过渡期的“双期叠加”阶段，电力市场建设呈现出一定的时期特色。目前，我国已经形成年度、月度、日前、日内、实时等多时间尺度的市场类型，涵盖了优先发购电、中长期电量交易、合同电量转让、辅助服务、现货市场试点等多类型交易品种，其中储能作为市场主体主要参与了以下几类市场。
储能参与调峰辅助服务市场
调峰辅助服务市场是我国特有的市场品种，是一种电能量市场，在国外归为平衡市场或现货市场。我国调峰辅助服务市场以消纳新能源为目标，主要目的是为了调动火电机组压降出力为新能源腾出发电空间，仅进行向下调峰补偿。目前，我国已有十多个地区(省、市)出台了调峰辅助服务市场运营规则，除山东省外均允许储能以独立主体身份参与市场。与火电机组日前竞价参与调峰市场不同，储能主要与新能源通过双边交易或内部协商的方式开展交易。电源侧、用户侧储能在调峰辅助服务市场中难以盈利。电源侧储能调峰以协商方式确定价格，富余储能容量可在电网需要时由电网调用，并给予固定价格补偿。《东北电力辅助服务市场运营规则》要求发电侧配置储能由储能投资方与风电场、光伏电站协商确定补偿费用;《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》的通知提出在新能源弃电时对未能达成交易的储能进行调用，价格暂定0.7元/千瓦时。随着补贴退坡、平价上网日趋临近，储能0.6~0.7元/千瓦时的置换成本不具有经济性，同时考虑已有调峰辅助服务市场给予电化学储能的调峰价格普遍不高，实际利用小时数偏低，随着弃风弃光逐步得到改善，采用该模式难以独立支撑储能商业化运行。用户侧储能与新能源发电企业以双边交易的形式开展调峰，交易价格限制在0.1~0.2元/千瓦时之间。用户侧储能参与市场首先具备1万千瓦、4万千瓦时以上的容量要求，其次接入调度、交易系统的成本较高，在补偿方面与火电机组深度调峰0.4~1元/千瓦时的价格相比，电化学储能调峰缺乏竞争力。电网侧储能参与调峰辅助服务市场的相关规则尚不明确。目前，电网侧储能参与调峰的相关规则尚未出台或称另行制定。大连液流电池储能调峰电站、甘肃网域大规模储能电站作为国家示范项目将在调峰方面进行探索，其中，大连项目将参考抽水蓄能执行两部制电价，甘肃项目还在积极争取政策支持。除补偿价格外，利用小时数也直接决定储能能否盈利，调峰通常是季节性的，利用小时数难以得到有效保障，这为储能带来收益上的风险。电网侧储能调峰补偿收益与充放电套利存在价值重叠，储能低充高放是一种套利兼调峰的行为，这也是调峰市场与现货市场不宜同时存在的原因。调峰辅助服务是电力市场改革过渡期的中间品种，随着我国现货市场的推进，最终将被现货取代。未来一段时间调峰辅助服务市场仍作为服务新能源消纳和缓解供暖地区火电机组“以热定电”矛盾的特殊手段，储能能否在调峰市场上盈利将由价格和利用小时数共同决定。
储能参与调频辅助服务市场
储能参与调频辅助服务市场主要包括储能联合火电机组调频以及独立储能电站调频。储能联合火电机组调频是我国现行辅助服务考核机制下的特有形式，市场容量有限。目前山西、福建、广东三省出台的调频辅助服务市场运营规则允许储能联合火电机组参与调频。准入容量方面，福建要求储能电站容量不少于10兆瓦;广东要求储能电站容量需在2兆瓦/0.5小时及以上;山西要求储能应达到机组额定容量3%或9兆瓦及以上，持续充放电时间达到15分钟以上。报价标的方面，以发电单元的调频里程为交易标的，日前报价、日内集中统一出清。补偿方式方面，为体现发电单元的性能差异，将调节性能指标(调节速率、响应时间、调节精度三者乘积)作为报价排序和补偿的系数，按“效果付费”。储能凭借快速的响应特性和良好的调节精度，弥补了火电机组跟踪调频指令响应慢、精度低的缺点，大大提高了机组调频性能，从而直接提升机组被调用机率和补偿费用。以某省一台30万火电机组联合储能调频进行测算，每天调节里程大概为1吉瓦，年AGC投运250天，储能充放电的成本和收益基本抵消，不再计入效益分析。储能设施投资3000万元，当里程出清价格为15元/兆瓦，一天有7.5万元的收益，年调频收入为1875万元，两年的时间即可收回成本，内部收益率达到了49.7%，当出清价为7.12元/兆瓦，该项目内部收益率为8%，出清价低于5.8元/兆瓦，项目亏损。为合理引导投资方向，山西调频辅助服务市场将最初15元/兆瓦的报价上限下调到了5~10元/兆瓦;福建调频里程申报价格只设定上限，为8元/兆瓦;广东调频市场里程价格上、下限为15元/兆瓦、6元/兆瓦，良好的收益预期吸引了20余家发电厂的广泛参与。对于调节性能差、分摊费用多的机组，通过配置储能可较好地提高机组调频性能，并在调频辅助服务市场中获取收益，大部分调节性能较好的机组没有配置储能的需求。同时，调频市场的容量有限且基本固定，若越来越多的机组配置储能，虽然优化了系统的频率，降低火电机组频繁调节带来的损失，但从调频市场来看，最终的结果是利益的再分配。当前我国独立储能电站参与调频尚不具备条件，也无迫切需求。山西、福建允许储能电站作为独立主体参与调频辅助服务市场，但目前尚未有实际案例。一方面，当前我国电力市场机制以及系统配置尚不具备条件。为适应不同调频需求并体现不同调频资源的价值，一般将调频市场分为快速调频以及其他常规调频市场，快速调频资源内部竞争并独立出清。快速调频市场在调度运行、市场交易方面配合一整套快速优化、出清结算的信息系统。当前我国电力市场机制以及调度、交易系统配置尚不具备条件。另一方面，我国电力系统对快速调频资源的需求不迫切。调频需求由负荷波动以及新能源渗透率相关，快速调频主要适用于一次调频或二次调频的高频分量调节，我国新能源装机虽然在总量上位居全球第一，但占总装机容量比例还较低，传统机组调频可满足基本需求，同时我国已形成了世界上规模最大的同步电网，各系统之间互济能力显著增强，大大提高了频率稳定性。我国调频辅助服务市场规则以火电、水电为主要设计对象，独立储能电站虽然在响应速度和调节精度上具有显著优势，但跟踪AGC指令时需要具备持续的输出能力。若没有火电机组在后期能量上的支撑，独立储能电站调频需要配置较大功率和容量的电池，成本快速上升。在相同的补偿机制下，与储能联合火电机组调频相比，独立储能电站调频经济性较差。
储能参与电量市场
电量市场是电力市场的主要组成部分，2019年6月，国家发展改革委发布《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，量价放开正在加速推进，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，还原能源商品属性，在市场中发现价格。价格由供需决定，能够在瞬息万变的市场中快速响应并付诸行动，储能无论从响应速度还是能量时移方面均有着其他电源无可比拟的优势。
国家尚未出台储能参与电量市场的相关政策。目前，储能电站通过市场机制进行购销价差盈利无政策依据，这里的购销价差模式是指储能通过购买新能源弃电量、低价煤电、低谷电，然后向用户或者电网出售。一类是向电网出售。目前储能作为电源或负荷的身份未明确，国家尚未出台储能并入公网的上网电价政策，可按当地燃煤标杆电价收购，购销差价甚微，甚至出现购销价格倒置，不具有经济性。另一类是向用户出售，此模式同样没有政策支撑。与客户侧储能利用峰谷电价差套利不同，独立储能电站向用户售电需要支付电网公司过网费，在相同利用小时数下，经济性要小于客户侧储能。目前我国部分大工业用户以市场化电价结算，绝大部分电力用户执行目录电价，电网侧储能在用电高峰时段放电虽然起到了缓解供电压力的作用，但在收益方面仅仅是电量市场内部利益的转移，也规避了承担交叉补贴的责任，并非政策鼓励方向。但在增量配电试点项目中，增量配电业主在其经营区域内投资建设储能，并通过充放电价差获取收益是可行的，这类似于客户侧储能。业界对储能参与现货市场充满期待，未来可期，道路荆棘。现货市场在经济学上是指买卖交易即刻生效的市场，是针对期货市场而言。电力市场中，只有实时市场严格满足现货市场的定义。结合电力交易即发即用的特点，在讨论电力现货市场时常把时间尺度扩大到实时交易的日内甚至一日前。现货市场可分为“分散式”和“集中式”两类。“分散式”采用“中长期实物合同+现货偏差调整”，其中中长期交易采用物理双边合约，剩余部分电量参与现货交易，代表地区是北欧;“集中式”采用“中长期差价合约+现货全电量”，其中中长期交易采用双边差价合约，发电企业全部电量均参与现货交易，代表地区是美国PJM。北欧地区电源调节能力强、电网几乎没有阻塞，日前市场电量占比超过80%，我国试点地区更接近美国，基本采用了“集中式”的现货市场模式，此模式下无论是中长期交易双边差价合约还是政府授权差价合约，其目的是为了防范市场风险，防止现货市场价格大幅波动。现货试点省份建设初期尚未将储能纳入市场主体，随着现货市场的成熟运行，电力电量的商品属性逐步体现，储能进入市场是顺其自然的结果。现货市场的重要价值在于发现价格，储能可根据价格信号灵活充放电获取收益，但是否盈利则由市场的供需以及储能自身经济性来决定。一方面，绝大部分电量通过中长期交易规避了市场风险也稳定了市场基本价格，长期大范围价格波动发生概率不大，另一方面若市场价格波动较大，必然带动更多的储能以及其他灵活性资源参与市场，最终实现供需动态平衡。现货市场将是储能未来的主战场，但现货市场的建设涉及方方面面，非一日之功。
其他市场
客户侧储能作为可变动负荷参与需求侧响应。应对电源结构调整以及负荷特性的变化，系统需要更加灵活地调节资源保障电网安全稳定运行和可靠供电。2017年《电力需求侧管理办法(修订版)》发布，提出积极发展储能和电能替代等关键技术，促进供应侧与用户侧大规模友好互动。随后，江苏、山东等多个省市出台或修改需求响应规则，允许储能设施参与需求响应，同时根据调用和响应情况制定分级补偿标准。有偿调压、容量备用、黑启动尚未形成市场化运营规则。部分储能作为容量备用得到一定补偿，但仅通过容量备用其收益难以覆盖全部成本。储能仅通过一种市场盈利难以保障固定的利用率，而储能具有多重价值的技术特点应该赋予其在多种市场中的主体身份，以目前市场的开放程度尚不能支撑独立储能电站商业化运营。
总结与建议
电力市场过渡期，储能可参与的市场类型有限。主要包括以消纳新能源为主要目标的调峰辅助服务市场、调频辅助服务市场以及需求侧响应，储能参与其他细分市场特别是电量市场的身份还未得到允许。价格机制尚不完善，储能充放电价格机制缺失。此阶段上网侧标杆电价与市场竞价共存、用电侧目录电价与市场交易电价共存，储能扮演电源与用户双重角色，在现货市场运行之前，明确储能充放电价格机制非常必要。储能与其他市场主体同台竞争的公平性尚未得到保证。储能仍然被视为非常规的电力设施，在调峰、电量直接交易等方面与传统火电机组存在差异，同价不同功，同质不同价。电力市场改革过渡期，应允许在需求迫切的场景下给予储能设施一定的政策支持，以此在商业模式、技术路线方面进行探索和创新，同时保持一定的投资强度，促进储能产业的持续健康发展。给予储能公平参与多个细分市场的主体身份，充分发挥储能的多重功能以提高自身利用效率，配套建立储能多重价值的补偿机制。随着新能源大规模并网以及传统电源被替代所带来的系统调节问题，根据系统需要适时建立快速调频、备用、容量等市场，充分发挥储能在响应速度和能量时移方面的重要价值。
1本文所指的储能主要为电化学储能。
原文首发于《电力决策与舆情参考》2019年10月25日第39、40期
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