不同国家如何促动分布式储能参与电力市场？

目前美国、英国、德国、澳大利亚等国家的市场规则制定者均在积极探索分布式储能参与批发电力市场的模式与机制，为国际上其他分布式储能市场修改相关市场规则提供了相应借鉴。

（来源：微信公众号“中关村储能产业技术联盟” ID：CNESA_ORG 作者：岳芬）

美国

在消除储能和分布式能源参与电力市场障碍方面，美国从技术和电力市场规则两方面着手进行解决。在技术方面，美国能源部推出“分布式能源系统网络优化计划”（the network optimized distributed energy systems program，NODES），对虚拟储能资源的网络化应用给予资金支持，开发能够灵活调控并优化储能等分布式能源应用的系统，以提升电网稳定接纳分布式能源的水平，同时保证用户用电质量不受影响。在电力市场规则方面，FERC 先后于2013 年发布792 号法令简化小型发电设备的并网流程，2015 年发布745 号法令允许消费端能源产品和服务参与批发电力市场，2016 年开始就储能与分布式能源参与电力市场方面的规则进行建议征集和全面修改。以下是关于这些电力市场规则的详细内容。

• 2013 年11 月，美国联邦能源管理委员会（FERC）发布792 号法令，为包括储能在内的小型发电设备简化并网流程。在政策制定期间，FERC举行了一次研讨会，专门解决储能装置是否能被定义为小型发电设备（依照并网规程和协议能够发电的设备）的问题。最终792 号法令将小型发电设备定义为：并入电网后，能够发电/存储电力、最大输出功率不大于20 MW的设备。重新定义的小型发电设施包括储能技术，对储能未来的应用奠定了基础，为储能以何种身份、流程并入FERC管辖的电网指明了道路。

• 2015 年12 月，美国最高法院对745号法令进行了修订，允许包括需求响应在内的消费端能源产品和服务参与批发电力市场，并且可以获得与传统发电资源相同的补偿。法案的修订一方面使得工商业和居民用户端应用的新型能源技术可以获得更多报酬，激发光伏、储能、能源管控等消费侧能源技术市场的快速发展。另一方面增强了需求响应、分布式发电、储能等用户侧需求响应资源相对于传统化石燃料和集中式发电站的竞争力，推动了电力价格的下降。

• 2016 年， 加利福尼亚独立系统运营商（CAISO）、宾州-新泽西-马里兰州际联合电力系统运营商（PJM）、纽约独立系统运营商MYISO纷纷向FERC提出建议，申请修改其市场规则，推动分布式能源聚合参与电力市场交易。为了响应这些提案，2016 年11 月，FERC发布了市场规则修改建议公告，针对如何消除电储能和分布式能源聚合参与批发电力的障碍提出建议。公告首先明确了电储能的定义，即“电储能指存储来自电网的电力、稍后再送电给电网的各种储能技术，包含电池、飞轮、压缩空气储能、抽水蓄能等，且该定义与容量大小无关，与其在电力系统中的安装位置也无关。”针对分布式能源聚合，FERC 提出要求每个RTO/ISO 都明确分布式能源聚合商的定义，并将其作为一类市场参与者，能够在现有的模式下参与到批发电力市场中。公告还从分布式能源聚合参与电力市场的资格、安装位置、容量要求、参与方之间的协调、协议等方面提出的建议，见下表。

表：FERC关于分布式资源聚合如何参与电力市场的规则修改建议

• 2018 年2 月，FERC 发布841 法令的草案‘Final Rule on Electric Storage Resource Participation in Markets Operated by Regional Transmission Organisations,or RTOs, and Independent System Operators, or ISOs’，正式要求RTOs和ISOs 建立相关的批发电力市场的模式、市场规则，包括储能技术参数，参与市场的规模要求以及资格等，以使储能可以参与RTOs/ISOs 运营的所有电力市场。针对市场参与模式、市场规则的建立，FERC提出了四项标准：①在该模式下，储能资源必须能够合法地在RTOs/ISOs 市场（包括容量，能量和辅助服务市场）中提供所有其具备技术能力的服务；②电网运营商必须能够调度储能资源，且储能资源能够以买方和卖方的身份按照电力批发市场的节点边际电价来结算；③储能的物理属性和运行特性必须通过竞标指标或其他方式被考虑计入；④规模大于100kW的储能资源必须具备参与市场的法定资格（但是RTOs/ISOs 可以设置一个更低的门槛）。

  同时FERC启动新的规则制定程序，针对分布式资源聚合公开征求建议。2018 年4 月，FERC 召开分布式能源技术讨论会，针对分布式能源聚合的位置要求、分布式能源的互联与电网接入、位于多个网络节点的分布式能源聚合的可行性、针对同一个服务的双重补偿、分布式能源的数据及建模，联邦与州监管机构的监管界限的明确以及各主体之间，包括RTO/ISO，分布式能源聚合商和配网公用事业等之间的协调等问题展开了讨论。此次会议后， FERC收到了超过50 多份意见与建议，截止到本篇文章完稿之际，FERC还处于吸收与评估这些建议并制定下一步工作计划的阶段。

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英国

与美国FERC发布的一系列法案不同，英国能源监管机构英国燃气与电力办公室和英国商务、能源和工业战略部于2017 年7 月发布的“英国智能灵活能源系统发展战略”（以下简称“战略”），主要从“消除储能发展障碍”、“构建智能能源的市场机制和商业模式”、“建立灵活性电力市场机制”三个方面入手推动英国构建智能灵活能源系统，并制定了推动储能发展的一系列行动方案，是推动储能参与电力市场并解决英国电力系统面临问题的最主要的纲领性文件。

为进一步降低储能等灵活性资源参与市场的门槛，“战略”提出，政府应当简化对于储能和需求响应设备的准入和管理要求，允许需求响应提供方转移资产设备，允许其从容量市场和辅助服务市场获取叠加收益。在“战略”发布后不久，大批储能项目参与电力市场的重心集中到了容量市场和辅助服务市场中。

而随着2017 年12 月，英国商务、能源与工业战略部和英国国家电网发布报告，针对T-4 的容量拍卖，将时长半小时的电池储能的降级因数（De-rating factor） ①从先前设定的96% 降低至17.89%；针对T-1 的容量拍卖，将半小时的电池储能降级因数降低至21.34%，时长少于4 个小时的储能系统从容量市场中能够获得的收益减少，应用方向也从容量市场迅速转到批发市场、平衡市场等可以通过能量套利获取收益的市场中。

针对这一市场变化，为了消除分布式储能等负荷侧资源参与平衡市场的障碍，2018 年5 月，英国输电系统运营商国家电网发布的报告，放松平衡市场的准入。该报告提出将创造一类新的市场参与者——虚拟主导方（Virtual Lead Party）和一类新的平衡市场服务供应单元——二次平衡机制单元（secondary balancing mechanism units，SBMU）参与平衡市场。其中，二次平衡机制单元可以是独立的，也可以是聚合的资源，最小规模为1 MW。为了便于实施，未来还将对并网导则进行进一步修改，简化和明确聚合商参与平衡市场的流程。

德国

德国在“社区储能模式”、“虚拟电厂模式”等方面的探索较早，而在分布式储能参与电力市场方面也暴露过很多制度方面的障碍。近年来，德国也开始尝试通过调整市场规则，为分布式储能参与电力市场提供便利，其中影响较大的是德国联邦电网管理局对二次调频和三次调频的竞价时间和最低投标规模进行的调整。

针对竞价时间，自2018 年7 月起，二次调频和三次调频的竞价时间由每周改为每日进行。同时，其供应时间段也由原来的“每天2段、每段12小时”，改为“每天6 段，每段4小时”。竞价在交付日的前一周上午十点开始，在交付日前一日的上午八点结束。

针对最低投标规模，自2018 年7 月起，经联_邦电网管理局许可的小型供应商有机会提供低于5 MW（原先要求的最小规模）的二次调频和分钟调频服务，如1MW、2MW、3MW等，前提是该供应商在每个调频区域、每个供应时间段，针对每个调频产品，只能以单一竞价单元参与报价，以防止大储能电站拆分成小单元参与竞价。

这些规则修改能够让可再生能源设备、需求侧管理系统、电池储能设备等装机功率较小的运营商有机会进入辅助服务市场，每天的竞价和更短的服务供应窗口允许可用的储能容量参与更多目标市场，能够更有效的激发聚合的储能容量获得收益叠加。

澳大利亚

在推动分布式储能参与电力市场交易方面，澳大利亚主要从开放更多市场、维持公平、合理的市场竞争环境，创建新的主体身份等角度进行规则的修改。

在开放更多市场方面，2016 年11 月24 日，澳大利亚能源市场委员会（AEMC）发布“国家电力修改规则2016”，将辅助服务从现有供应来源体系中“解绑”出来，并开放给新的市场参与者，即，大型发电企业以外的、市场化的辅助服务提供商。澳大利亚调频辅助服务规则修订后，市场参与者既可以在一个地点提供辅助服务，也可以将多个地点的负荷或机组集合起来提供服务。该规则于2017 年7 月开始实行，大大增加了储能参与澳大利亚电力辅助服务市场的机会，不仅有助于增加澳洲调频服务资源的供应，还能够降低调频服务市场价格。

在创建公平合理的市场竞争环境方面，2017 年8 月，澳大利亚市场能源委员会（AEMC） 发布“National Electricity Amendment Rule2017（Contestability of energy services）”，要求：①限制电网拥有或控制用户侧资源，允许消费者更多地控制其资产的使用；②限制配网系统运营商利用用户侧资源获取不合理收益（不被监管者允许获得的收益）。配网系统运营商应当从消费者或其他能源供应商处购买这些服务；③提高能源监管框架的清晰度和透明度，界定受到经济监管的能源服务的范围，明确能源市场开放的边界；④激发并鼓励市场竞争，充分的市场竞争将有助于先进能源解决方案的创新和应用；⑤防止配电公司为使电网利益最大化而限制用户侧资源提供多重服务；⑥支持消费者通过市场方式选择能源供应方式。该规则的发布旨在通过界定用户侧资源的所有权和控制权，明确用户侧资源可以提供的服务，来保护用户侧资源在参与电力市场过程中遭遇不公平竞争。

除此之外， 目前澳大利亚市场规则制定者AEMC正在进行规则修改，希望通过创建一个新的市场注册主体——需求响应服务供应商DRSP，使得需求响应资源能够直接在批发市场中进行竞价，为需求侧带来更多、更透明的市场机会，同时能够为批发市场引入更多竞争，防止价格虚高、维护电力系统稳定。

总结

考虑到分布式储能大量散落在用户端，如何通过聚合大量分布式储能参与电力市场交易成为多个国家研究的重点。目前，美国、英国、德国和澳大利亚等国家正在着手通过降低市场准入规模门槛、设定新的市场主体、为分布式储能开放更多市场等方式，消除分布式储能参与电力市场的障碍。但由于分布式储能涉及到不同类型、不同工况、不同技术特性的技术设备，涉及储能设备所有者、聚合商、配网公司、RTO/ISO 等不同的市场主体，同时也涉及用户账单管理、能量市场、辅助服务市场等多类收益来源，因此未来还需要在技术、模式、政策以及市场规则等方面进一步协调与优化，以达到最大化发挥分布式储能价值的任务与目标。