深度文章 | 储能参与电力市场机制：现状与展望

1.2 市场框架体系的设计

目前学界对于面向储能的市场框架设计存在一定分歧：角色定位上，储能应当作为市场主体还是被管制主体？如果作为市场主体，那么体系设计上，储能是依靠现有市场还是新建单独市场进行资源配置？

部分研究站在独立系统运营商（independent system operator，ISO）的角度对储能展开直接投资和控制，研究投资和调度方案。文献［24］通过求解“投资-运营”双层优化模型，得到ISO储能投资的最优容量和运行的最优策略。文献［25］进一步考虑输电、储能的联合优化，将储能视作和输电线路同样性质的资产，由ISO统一运营。文献［26］将储能投资权下放给市场主体，但运营权依旧掌握在ISO手中，储能只能被动地获取部分收益。

更多的文献则站在储能的角度，研究其作为市场主体的投资和交易策略。文献［27-28］研究了储能主体如何利用有限的能量在市场中获取最大的收益，文献［14，29］则研究了储能在能量、备用、调频市场上的联合投标策略，文献［30］考虑了容量市场交易。文献［31-32］进一步考虑了多个储能间策略的交互，用均衡模型求解博弈结果。文献［33-34］同时考虑储能的投资和交易，以扣减投资成本后储能的利润最大化为目标。

以上储能市场策略的研究一般以现有的市场体系为背景，然而，也有部分学者认为可以单独设计以储能使用权为标的的市场。文献［35］设计了一种容量合约机制，售电商根据自身的预期收益、风险偏好向分布式储能发出租赁合约邀约。文献［36］采用类似的框架并设计了更为合理的租金。文献［37-38］设计了储能使用权的拍卖机制，储能拥有者、聚合商分别就出借、借入储能使用权进行报价，市场进行出清确定中标者和价格。文献［39］将储能的使用权类比为保险，投保方为可再生能源发电商，承保方为储能拥有者，当可再生能源出力波动时，可利用储能电量来平抑不平衡电量。

1.3 批发市场的交易模型修正

尽管存在关于储能角色定位和体系设计的争论，现有的批发市场无疑是储能资源配置的重要一环，许多研究对市场的交易模型提出修正建议，使之适应储能的物理特性。

在能量市场模型中，针对储能能量有限性，文献［40］在出清模型中加入储能的荷电状态约束，保证结果可行性，而文献［41］则允许储能申报可变的最大充放电速率。为了反映储能放电的机会成本，文献［42］提出可由ISO根据预测的能量价格核定机会成本，文献［43］则允许储能就时段末的荷电状态提交报价曲线，反映存储能量的价值。

在容量市场上衡量储能的容量价值时，主要难点在于考虑能量有限性的影响。文献［44］是美国ISO宾夕法尼亚-新泽西-马里兰互联（Pennsylvania-New Jersy-Maryland Interconnection，PJM）对储能容量价值进行的思考，除了储能本身的最大放电功率、最大能量容量，储能实际的容量价值还和净负荷曲线形状、储能渗透率有着紧密的联系。研究进一步指出，储能的容量价值还和储能充放电效率、系统电源结构有关。文献［45］认为可以采用一种简单的方式，即根据储能历史上在系统峰荷期的容量支撑表现核定容量价值。

针对储能参与辅助服务市场，文献［46］提出了能量和辅助服务的联合出清模型，考虑储能提供2种标的时的耦合约束，并计算了机会成本。文献［47］考虑储能快速在充放电间切换的能力，为其设计了更大的运行可行域。文献［48］设计了快速频率响应产品，该产品比一次调频响应速度更快，能有效应对系统的低惯量问题，而储能是该产品重要的提供者。

在价格机制上，现有的边际电价机制无法给予储能与贡献相匹配的支付［7］。激励不相容可能导致潜在的策略性行为，文献［49-50］发现拥有市场力、与发电或负荷联合投标的储能可能会策略性报价，这将导致社会福利的减少。为此，文献［51-52］为储能设计了新的电价机制，给予储能更合理的支付。

1.4 配电网侧市场的机制探索

尽管批发市场是配置资源的主要手段，但随着资源的分布化［53-54］，小规模储能的交易同样重要，各类文献对配电网侧市场的机制设计展开了探索。

部分文献构想了“批发市场-聚合商-储能”的3层架构，以聚合商为媒介帮助储能参与市场，并设计了多种商业模式。文献［55］考虑了聚合商提供报价、储能决策运行计划的模式，设计了合适的价格体系，能够在多次反复博弈之下，保证各方互相合作产生更高效益。文献［56-57］中，售电商直接调用储能资源，以应对风光出力的不确定性，并在事前或事后给予储能支付。

也有部分文献研究了配电网内部的直接交易机制，采用了可交易能源、分布式出清、配电网侧节点电价、合作博弈等机制。文献［58-59］在可交易能源的框架下，设计机制帮助配电网侧储能直接交易互动，形成了去中心化的扁平交易体系，文献［60］则采用了分布式的迭代出清方法和自适应式的定价方法用于交易，文献［51］则设计了配电网侧节点电价机制，反映储能对缓解阻塞的作用。文献［61-62］设计了微电网内储能共享的合作博弈体系，帮助各市场主体节约储能投资成本，减少尖峰负荷费用。

2 美国储能参与市场的实践

在过去储能规模有限时，美国各ISO暂时以统一运营、集中决策的方式对储能资源进行调度。ISO与储能所有者签订租赁服务合同，支付一定的费用获取储能的运营权，合同模式包括储能设施使用协议、容量服务协议、混合能量购买协议等［63］。

近年来，随着储能主体数量的增加和总容量的扩大，美国开始尝试赋予储能市场主体的地位，并在现有的现货市场框架内配置储能资源。在2007年的890号法案［64］和2013年的784号法案［65］之后，FERC开始逐步赋予储能市场主体的地位。而在2018年著名的841法案［6］后，市场改革大大加快，准入主体规模大大增加。

在美国市场中，交易-调度一体化的ISO根据市场主体的报价在日前、实时执行全电量出清，确定市场价格和调度计划。因此，美国的市场出清模型构建主要由ISO完成，各ISO出台了一系列政策，包含对能量市场、容量市场、辅助服务市场、输电资产规则的修正，引入储能聚合商等。

2.1 美国FERC 841法案

随着储能主体的增多，美国开始尝试赋予储能市场主体的地位，通过市场竞争的方式配置储能资源。2018年2月，FERC颁布841号法案［6］，要求各ISO在现有的市场框架之内修正规则，为储能参与市场提供便利。

法案首先对储能做出明确定义，即拥有从电网吸收能量和随后向电网反送能量能力的设备，在此简称为“吸收-反送”能力。法案要求市场规则具备中立性，即不同技术类型、地理位置的储能参与市场的规则平等。

法案还对储能的市场参与提出了若干要求，具体可归为2类。

第1类是要求公平赋予储能和其他主体一样的市场地位。首先，储能可参与能量、容量、辅助服务等全体系的市场。这实际上有助于储能在各个市场中完成自身的价值实现与成本回收。以PJM为例，2019年其能量、容量、辅助服务费用分别为133.3、55.1、3.5亿美元，均达到了可观的规模［66］。然后，允许储能在市场上申报投标购电或售电，且其充放电能按照节点电价结算。这实际上让储能反映自身成本，且让市场自主发现储能的调峰价值。2019年PJM平均的峰谷电价价差约为16美元/（MW·h）（合0.105元/（kW·h））［66］，而光伏渗透率较高的美国加州独立系统运营商（California Independent System Operator，CAISO）平均峰谷价差则达到约45美元/（MW·h）（合0.300元/（kW·h））［67］，在某些供需紧张日期，峰谷价差可达到1元/（kW·h）以上。市场可根据不同系统不同日期的调峰压力，给出不同的调峰奖励。

第2类是要求市场考虑储能特殊的物理特性。首先，储能的准入门槛将从1 MW降低到100 kW。这将在很大程度上增加市场主体数量，增强市场的竞争性，实现更大范围内更优的资源配置。根据美国能源部的储能数据库，这使得具备准入资格的电化学储能装置数量从124个上升到289个，占数据库收录项目的比例从25%上升到55%［68］。其次，明确储能的荷电状态约束，保证储能不同时充放电，考虑储能的能量有限性核定其容量价值等。这些政策充分考虑了储能的物理特性，以容量有限性为例，根据CAISO的数据，市场中大多数电池储能的持续放电时间在1~4 h之间，仅有不到5%拥有超过4 h的放电能力［67］，这与传统化石燃料机组有显著的差异。

FERC各法案的思想是指导性的，在具体执行时为各ISO预留了相当的灵活性，允许其结合自身市场特点采用不同的技术路线。

2.2 现货能量市场机制

在改革之前，能量市场出清模型较少考虑储能的物理特性，如荷电状态约束、与电网之间的双向能量流等，而作为现货市场体系的核心，能量市场能直接产生短期调度结果和价格信号，因此大部分ISO都非常关注其出清模型的修正，以帮助储能更好地发挥削峰填谷作用。

在FERC 841法案下，各ISO在选择技术路线方面有一定的自主权，本节以储能规模最大的CAISO、PJM的市场机制为例进行分析，见表2。