深度文章 | 储能参与电力市场机制：现状与展望

1）CAISO的市场模型

截至2020年，CAISO的储能总容量达到7 260 MW，其中非抽水蓄能总容量达到1 120 MW，2项数据均位居美国所有ISO之首［68］。因其较大的储能容量，CAISO在FERC颁布法案之前就已经推动了能量市场模型的修正［69］。

在改革后的市场模式中，储能可以提交价格投标、单日的初始荷电状态和期望达到的末尾荷电状态，由ISO求解多时段耦合的经济调度模型，得到各时段的节点电价和储能的充放电计划。这种模式之下，储能的荷电状态约束由ISO在出清模型中统一考虑，保证了出清结果对于储能的可行性［70］。除去单独提交充电投标价和放电投标价，CAISO也在考虑允许储能提交循环一次充放电的价差投标，这为储能的市场参与提供了更多灵活性［71］。

除去这种为储能设计的特殊市场模式外，储能也可选择提交自调度计划参与市场，这种模式下储能可自行管理荷电状态，但需要作为市场价格的接受者［70］。

在2020年最新推动的市场改革中，CAISO还关注到储能潜在的市场力问题。实际上，由于储能放电的成本取决于充电时的价格和在其他时段无法放电的机会成本，ISO很难像其他机组一样掌握储能的成本区间，这为储能逃避市场监管、虚报高价提供了便利［72］。为此，CAISO计划开发模块评估储能的放电成本。模块将分别计算能量成本、机会成本、装置老化成本等，加总后得到总成本。若ISO认定储能有动用市场力的可能，将用计算出的成本替代投标价进行出清。

2）PJM的市场模型

截至2020年，PJM的储能总容量达到6 220 MW，非抽水蓄能总容量达到780 MW，紧随CAISO之后位居美国各ISO第2位［68］。PJM积极响应FERC的号召，推动多项市场改革［73］。

在改革后的市场模式中，储能需要提交价格投标和自身所处的工作状态［74］。与其他主体一样，价格投标以量-价对阶梯曲线的形式呈现。工作状态是储能提交的特殊物理参数，包含充电、放电、连续、不可用4种，其中连续状态表示储能既可充电也可放电。在PJM模式之下，储能将自己负责荷电状态的管理，以保证充放电计划的可行性。若市场出清结果不可行，储能可在实时运行前65 min修改投标，以在实时市场上交易不平衡电量［75］。

储能也有另外2种参与市场的选项：①和CAISO类似，储能也可选择提交自调度计划参与市场；②储能可以选择将运营控制权完全移交，由PJM统一调度规划。这种模式原先是为单体规模较大的抽水蓄能设计，PJM收集储能的物理参数，并通过交互调用抽水蓄能优化模块（pumped hydro storage optimizer）和市场出清模型，得到社会福利最大的出清结果和储能充放电计划［76］。这种模式之下，储能无法通过投标反映自身运营成本。

2.3 辅助服务市场的出清机制

美国的辅助服务产品众多，包含调频、旋转备用、非旋转备用等。在改革之前，储能无法提供某些辅助服务［77］，而且市场规则也未能充分考虑快速响应型储能的灵活性。为了帮助储能更好地提供辅助服务，各ISO推动了一系列市场改革。

首先，各ISO开始逐步放开限制，允许各类型的储能提供各类型的辅助服务，建立公平的市场环境［77］。考虑到储能的快速响应特性，PJM允许没有基础能量出力的储能也提供调频等辅助服务［78］。作为对比，发电机组提供调频服务时，需要同时中标一定的能量以获得上下调出力的空间。

早在2011年FERC颁布的755号命令［79］，客观上也提高了储能在辅助服务市场的竞争力。该命令要求各ISO区分不同响应速度的资源，给予高响应速度资源更多的奖励。PJM为此将调频信号区分为传统调频信号Reg A和动态调频信号Reg D，并同时给予容量支付和表现支付［80］。目前，在PJM市场中，储能以不到4%的容量提供了10.4%的日前旋转备用和23.7%的调频。在调频表现得分上，77.3%的电池储能取到了91分以上的表现得分，而仅有3.0%的天然气发电机组和33.9%的水电机组具有相应性能［66］。

2.4 储能容量价值的测算分析

与发电机组不同，作为容量有限型资源，储能可提供的容量支撑并不仅仅取决于其最大放电速率和强迫停机率，还和最大能量容量等多种因素有关，而原先的容量市场难以较好地考虑这一特性。各ISO也在探索储能参与容量市场的模式，希望给予储能恰当的支付反映其容量价值，从而激励后续容量投资。

在改革初始阶段，各ISO采用了较为简单的规定，要求储能满足一定的连续放电时间，对不能满足的放电功率进行折价。例如，CAISO要求储能放电能力持续4 h以上［81］。能量容量为4 MW·h、功率容量为1 MW的储能能连续放电4 h，因而其容量价值为1 MW，容量系数为100%；而能量容量为2 MW·h、功率容量为1 MW的储能只能连续放电2 h，因而其容量价值只能取0.5 MW，容量系数为50%。其他ISO也采用了类似做法，但在连续放电时间要求上有所差异，例如PJM为10 h，美国西南电力市场（Southwest power pool，SPP）为4 h，美国新英格兰独立系统运营商（Independent System Operator of New England，ISO-NE）为2 h等［81-82］。

也有部分市场采用了更为灵活的折价方式。例如，美国纽约独立系统运营商（New York Independent System Operator，NYISO）根据最长持续放电时间计算分段容量系数。放电功率低于1 000 MW时，能量容量和放电功率比例（简称为能量功率比）为2、4、6、8的储能，容量系数分别核定为45%、90%、100%、100%；放电功率高于1 000 MW时，能量功率比为2、4、6、8的储能，容量系数分别核定为37.5%、75%、90%和100%［83］。

部分ISO也在考虑利用市场仿真的手段精细考虑容量价值。PJM在修正容量市场规则的讨论中，考虑利用有效带负荷能力（effective load carrying capability，ELCC）来衡量储能的容量价值［84］，即在系统可靠性指标不变的情况下，增加1 MW储能带来的尖峰负荷增量。考虑到这1 MW的储能可以取不同的能量容量，实际上ELCC是能量功率比的函数。通过建立市场仿真模型，并输入负荷曲线形状和分布、电源结构、储能配置等参数，可以求解得到结果。这种方法已经被应用于风电、光伏的容量价值确定［85］，但尚未应用于储能。

2.5 储能作为输电资产的探索

目前，市场一般不允许储能同时从市场渠道和监管渠道获取收益，因为双轨制可能引发监管费率确定、储能运营权归属的争议，FERC也否定了多个储能作为输电资产的申请［86］。但是，储能实际上可以在紧急情况下积极响应而增强电网安全性，并通过充放电减少线路尖峰潮流而延缓输电投资，实际上能起到输电资产的作用［16］。

FERC在2017年颁布PL 17-2-000号纪要［87］，考虑储能作为输电资产获取收益的可能性。纪要提出了储能作为输电资产的4项前提要求：①储能应当具备相对输电线路的成本优势；②应当防止储能为其提供的同种服务从市场、监管渠道同时获得支付；③储能不能影响其他主体的投标空间；④ISO应当保持自身的独立性。在具体执行中，对作为输电项目的储能采取一事一议的审批原则。

CAISO、PJM、美国中部独立系统运营商（Midcontinent Independent System Operator，MISO）等各ISO已在考虑储能作为输电资产的可能性。CAISO已经在2017—2018年的输电扩展计划中，将储能作为输电资产的一个备选项评估，并且推动了2个储能项目的建设［88］。PJM建立了研究专项，向市场参与方征询意见［89］。MISO将储能作为单一输电资产的提案已经得到了FERC批准通过［90］。

实际上，储能作为输电资产有2种模式：一种是储能作为单一输电资产，不再提供市场服务；另一种是储能作为混合资产，同时提供输电服务和市场服务。目前各ISO推动的实际项目大多采用第1种模式，而第2种模式的成本回收机制仍在讨论之中。

2.6 分布式储能通过聚合商参与市场的模式

根据FERC 841法案要求，储能参与市场的规模准入门槛应降低到100 kW，这已经引发了部分ISO对模型计算算力的担忧［91］。然而，配电网侧的分布式储能规模还无法达到100 kW，无法直接参与输电网的批发侧市场。

为了解决分布式资源参与市场的难题，FERC在2020年发布了2222号命令［92］，要求各ISO修正市场模型，帮助分布式资源聚合商参与市场。分布式资源聚合商可能在多个节点与主网产生双向功率流，改革后的模型将考虑这一特殊的物理特性。同时，聚合商能够同时参与能量、辅助服务和容量等多种市场，通过投标反映市场参与意愿，并按照节点电价结算交易能量。MISO等ISO已经修正市场规则，帮助聚合商参与市场［93］。

分布式储能交互的主要对象是聚合商。不同聚合商推出的商业模式有较大差异，包括固定费用租赁合约、根据表现事后分配利润等方式。MISO区域内，部分聚合商采用的是租赁合约模式，每隔一段时间给予分布式资源固定的支付［94］。

3 英国和澳大利亚储能参与市场实践

除去美国之外，英国和澳大利亚也推动政策改革，使市场更好地配置储能资源。

这两国与美国的市场模式有所差异。英国市场没有全电量出清环节，主要由市场主体自主申报发用电计划，然后市场组织者为保证发用电平衡和消除阻塞，组织平衡市场采购上下调电量。澳大利亚市场没有成熟的容量补偿体系，主要依靠尖峰价格反映可靠性价值，而且其能量结算主要基于实时滚动出清的市场价格。市场模式的差异，使两国的市场政策改革具备各自特色。

3.1 英国的市场改革措施

英国目前拥有3 600 MW左右的储能，其中非抽水蓄能为800 MW［68］，英国电化学储能的装机容量位于欧洲前列。

在储能的市场定位上，英国市场对储能作为输电资产持有谨慎态度，原则上不允许电力系统运营商（Electrical System Operator，ESO）直接投资、控制储能资源［95］，而要求储能作为市场主体参与市场。英国近年已经逐步调低参与门槛到1 MW［96］，不过目前尚未对储能给出单独的市场定义，而将其分类为发电资产［97］。

在英国的市场模式中，储能有2种参与能量市场的方法：一是提前通过双边谈判或在交易所交易购入或出售电能，明确交割电力曲线，并在日前提交出力计划，尽管储能本身净发电量小于零，但峰、谷电量块合约可以体现电能的分时价值，储能可出售价格较高的峰时段块合约，购入价格较低的谷时段块合约，套利获取利润；二是参与实时的平衡市场，依靠自身的灵活性，提供上调量应对潜在的功率缺额，提供下调量帮助可再生能源消纳。在2020年的改革之后，储能开始被纳入平衡市场［98］，通过提供上下调节量获利已经没有了政策障碍。

英国也允许储能参与容量市场。在2020年组织的容量市场中，储能中标容量占比约为5%（50.4 GW中的2.7 GW）［99］。英国在核定储能容量价值时，从可靠性指标出发，根据系统的电源结构、负荷曲线形状确定储能实际的容量支撑价值，这与美国市场在讨论的ELCC模式类似［100］。

辅助服务方面，英国也建立了包含增强快速调频、快速调频、短期运行备用、快速备用等多种产品。其中，2016年诞生的增强快速调频产品要求资源在1 s之内完成响应［101］，这尤其有利于电化学储能发挥其灵活性优势。目前，英国有近1 000 MW的储能提供调频服务。

中小型储能可以以聚合商为媒介参与市场。目前英国的聚合商可以提供能量、平衡服务、容量、需求侧响应等多种服务，充分发挥价值［102］。

3.2 澳大利亚的市场改革措施

根据美国能源部数据库的不完全统计，澳大利亚目前共拥有储能3 110 MW，其中非抽水蓄能为320 MW［68］。

澳大利亚和美国市场一样，也拥有能量、辅助服务的交易标的，以供储能完成价值实现，但缺乏成熟的容量补偿机制，只依靠单一能量市场，因此致力于形成准确的能量价格信号［103］。

市场计划从2021年10月开始，将结算时间细粒度从30 min降为5 min，这有助于反映极短供需紧张时段内能量的尖峰价值，储能的快速响应、容量支撑作用可得到奖励［104］。

此外，澳大利亚也考虑了储能与电网之间潜在的双向功率流，定义了新的资源模型。储能资源可同时申报充电报价和放电报价，市场出清时将根据供需情况，决定储能具体的充放电状态和功率。 这种新型的模型赋予了储能更大的运行可行域，为市场提供了资源配置的更大空间［105］。

4 储能参与市场的关键问题

结合学界的研究和业界的探索，本章将对储能参与市场的关键问题进行提炼，并比较探讨储能参与市场不同技术路线。

在设计储能参与市场的机制之前，应当明确储能的角色定位；若储能作为市场主体，则需要讨论储能市场的框架设计；储能参与现有的批发市场时，需要探讨能量市场的出清模型、价格机制和容量价值的核算模型；考虑到广泛的分布式储能主体，分布式储能参与市场的交易机制也值得探索。

4.1 储能在市场中的角色定位

由于储能实际上也具备延缓输电投资、增加电网安全等输电资产功能［16，18］，理论上应当获取对应收益，然而输电资产在现有市场中是被管制主体。由此引发了储能的市场定位问题：储能能否作为单一市场主体、能否作为单一被管制主体、能否同时作为市场主体和被管制主体。

从现有研究看，分别有文献以储能作为单一被管制主体［24-26］、单一市场主体［14，27-34］进行研究，也有文献探讨了储能同时作为2种主体的可能性［38］。从美国实践来看，过去FERC对储能作为输电资产持谨慎态度，近年来也开始探索可能性，而各ISO的探索暂时止步于储能作为单一市场主体。

若储能作为单一市场主体，固然可以从能量市场、辅助服务市场和容量市场中获取收益，但市场无法体现其作为输电资产的价值，某些在输电功能方面具有相对优势的储能项目可能无法被投资。

若储能作为单一被管制主体，首先需要充分论证在输电功能上相对线路的优势，并确定合适的投资规模，防止出现盲目、过度投资；论证通过后，储能需要被ISO控制，若提供能量、辅助服务等已市场化的标的，会有损ISO的中立性和独立性。

若储能同时作为市场主体和被管制主体，优势在于有潜力实现其全部价值，可以认为是市场发展的远期目标。但是，还有诸多挑战需要解决：一是需要核定储能从被管制渠道获取的收益量，防止储能为其所提供的同种服务获取双份收益；二是储能需要协调市场职能和被管制的职能，明确在容量有限的情况下以谁为先；三是需要保证ISO的独立性，若由ISO控制的储能也能参与市场投标、影响市场结果，这会引发其他市场主体对公平性的担忧。

4.2 储能参与市场的框架设计

利用市场配置储能资源时，需要设计合适的框架，明确与现有市场的融合方式。

学界的研究中，储能市场与现有市场的融合模式可分为2类：一类是统一运行模式［13，40-47］，即在现有的市场体系中建立储能资源的物理模型，设计合适的市场规则，市场将同时配置发电、用电、储能资源；另一类是独立运行模式［16，26，35-39］，即ISO、发电商或用户作为买方，在储能使用权市场上购买储能使用权，以改善自身平衡能力、出力曲线或用电曲线。从美国实践来看，ISO当前主要采用了统一运行模式。

相对独立运行模式的显式拍卖，统一运行模式实际上实现了储能使用权的隐式拍卖。统一运行模式的优势在于，出清模型的目标函数是社会福利最大化，这能够实现全局最优，储能使用权被配置给创造最大社会福利的主体；同时，统一的市场组织有利于信息发布和市场监管。其劣势在于，出清模型需要同时优化储能的充放电计划、发电出力、用电曲线，这对模型的准确度、求解算法的效率提出了较高要求。

4.3 能量市场模型修正

批发能量市场交易量大，在资源配置体系中具有重要地位。英国市场由各主体自己决策出力计划，储能的引入并不带来明显问题，而美国全电量出清的能量市场要求直接生成可供执行的调度计划和价格信号，其出清模型无法很好地考虑储能的荷电状态约束和装置老化成本。另外，抽水蓄能、电化学、电机械等储能的物理特性具有异质性，需要在机制中加以考虑。

现有研究修正了能量市场的投标、出清环节，考虑了荷电状态约束［40］和机会成本［42-43］。在美国的实践中，CAISO将荷电状态约束在出清模型中统一考虑，允许储能提交充放电的价差报价，而PJM则要求储能自行管理荷电状态，并以能量为标的展开报价。另外，各ISO也允许储能以自调度模式、ISO统一优化模式参与市场。

修正市场模型时，不同的技术路线各有优劣。如确定荷电状态管理责任方时，以ISO为责任方能确保出清结果落在储能运行可行域之内，减少因计划不可行导致的实时偏差，但这使得不同时段的出清模型互相耦合，大大增加了求解的难度。再如确定投标模式时，价差投标能更准确地帮助储能反映充放电循环一次的成本，但增加了目标函数建模的复杂性。

为了满足不同类型储能的需要，保留多种市场参与模式是有意义的。例如，ISO统一优化模式能帮助储能更有效地削峰填谷，这可能更适用于单机规模较大的抽水蓄能，而自主投标模式能让储能在市场上试探高峰价格，可能更适合于规模较小、成本较为昂贵的电化学储能。值得注意的是，ISO并未对储能类型加以区分并强制其以某种模式参与，而是赋予储能自由选择权，保证规则的公平性。

4.4 市场价格机制设计

在目前能量市场的边际电价结算模式之下，储能面临获取的报酬与其贡献不匹配的困境［7］，且随着越来越多的储能发挥削峰填谷的作用，电价峰谷差的减小将压缩储能套利的空间［106］。这实际上为储能的策略性行为提供了动机。因此，需要设计合适的价格机制。

从学界研究来看，诸多学者从结算机制入手，试图提升机制的激励相容性［51-52］。其中，Vickery-Clark-Gloves（VCG）机制是一种经典的按贡献结算的机制，曾得到诸多学者的关注［107-108］。从美国实践来看，CAISO则试图采用成本审核的模式，用监审成本替代具备动用市场力潜力的主体的投标。

VCG机制的优势在于，能在保留市场主体报价权的情况下，有效抑制策略性行为。在该机制中，储能获得支付取决于其创造的社会福利增益，因此个体利益与集体利益一致。然而，VCG机制给予储能支付的增加是以收不抵支为代价的，需要设计配套的不平衡资金疏解方案。另外，单单对储能采用VCG支付，也容易引起其他市场主体的质疑。

采用成本审核模式的优势在于，现有市场已经针对其他主体的市场力出台了类似机制，如PJM的三寡头测试后的成本替代法［109］，这不容易引发公平性质疑，同时也不会产生不平衡资金。然而，成本审核模式并未从根本上解决储能获取的报酬与贡献不匹配的问题，可能会抑制储能的投资［110］。此外，确保成本监审的准确性也是一个挑战。

4.5 储能的容量价值核算

容量充裕性机制能够对资源的容量支撑作用给予奖励，然而，作为容量有限型资源，储能的容量价值的准确核定是一个难题。

目前，一共有如下3种技术路线：①设定连续放电时间要求，对储能的放电功率进行直接折价，为目前大部分ISO所采用；②根据市场仿真的ELCC结果确定储能的容量价值，目前美国各ISO尚在讨论此方案，而英国已经逐步开始实际应用；③对不同能量功率比储能，设定不同的容量系数，为NYISO所采用。

直接折价模式的优点在于标准明晰、执行简单，但其连续充放电时间要求并不合理，这实际上要求在整个峰荷期储能必须保证平稳的放电功率，但实际系统运行中，储能可以根据负荷波动在某些时段减少自身的放电功率，在最高峰增加放电功率，因此储能的容量价值实际上高于直接折价后的功率。

ELCC模式的优点在于，可以根据负荷曲线形状、储能放电功率和能量容量、电源结构等因素，仿真得到较为准确的储能容量价值。其缺点在于，需要在容量市场内嵌仿真程序，技术难度大。另外，仿真结果的精确性取决于输入参数的精确性，但预测的负荷曲线形状、电源结构等参数未必准确。

对不同能量功率比的储能核定不同的容量系数，实际是对前2个模式的折中，兼具2种模式的优缺点。

4.6 分布式储能参与市场的模式

分布化是电力系统的重要趋势之一，但分布式储能参与市场报价的意愿不明，而市场模型也难以直接对数量庞大的分布式储能进行优化，因而需要为分布式储能设计创新性的市场参与模式。

从学界研究来看，一些学者主张以聚合商为沟通分布式储能与批发市场的媒介［55-57］，一些学者则直接设计了配电网侧的分布式储能交易机制［51，58-62］。从美国实践来看，FERC在批发市场层面，要求各ISO培育参与市场的聚合商。

若采用聚合商模式，需要理顺2层关系：一是批发市场和聚合商的关系；二是聚合商和分布式资源的关系。首先，需要考虑聚合商能在多个节点与电网双向交流能量的特性，设计对应的投标规则和出清规则。其次，需要培育聚合商，形成具有市场竞争力的商业模式。

若采用配电网侧直接交易的模式，优势在于可促进配电网能量的就地平衡，减少对输电网络的潮流压力和对批发市场出清的计算压力。但是，仍需要探索交易模式简单、成本较低的机制，以适应小规模主体较低的市场参与意愿和能力。