从市场价值、交易框架、市场模型等角度看储能参与电力市场交易

5 对中国储能参与市场的建议

本章首先回顾了中国储能参与市场的现状与挑战，然后结合学界的研究进展、各国市场的实践探索，对中国储能参与市场的机制设计提出相关建议。

5.1 中国储能参与市场的现状与挑战

在2019年《输配电定价成本监审办法》［111］出台后，储能成本在该监审周期不能核入输配电价成本之中，作为被管制资产的电网侧储能发展受到了限制。2021年4月，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》［112］，要求明确储能市场主体的定位，同时探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。2021年5月，国家发改委发布《进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》［113］，提出储能可从输配电价中回收部分成本，体现其调频、调压、系统备用和黑启动服务的价值。从成本-效益的角度分析，部分储能项目事实上具有提高系统可靠性、替代输配电资产的作用，若被管制渠道的收益放开，一定程度上可以促进部分有成本优势的储能项目的投运。

在相关政策的支持下，电源侧和用户侧的储能发展迅速，但市场参与仍较为有限。例如，青海等地已经出台政策，要求并网的可再生能源配置一定规模的储能；苏州对分布式储能给予度电补贴，刺激用户侧储能的投资。但是，这些政策只是“单点突破”，并没有能够发挥市场配置资源的作用，储能本质上没有成为市场主体，只在促进可再生能源消纳、削峰填谷等特定场景下发挥作用。可喜的是，2016年《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》［114］出台后，陆续有部分地区允许第三方储能进入调频、调峰市场，在全国起到了示范的作用。

目前，山西、广东、甘肃、宁夏等地尝试性地开展了调峰、调频、需求侧响应机制，但准入门槛较高。在允许储能参与市场的省份中，大部分要求储能的放电功率达到10 MW，要求较低的广东省也达2 MW［115-116］，这远远高于美国0.1 MW的准入条件。较高的准入门槛固然减轻了市场组织的压力，但这使得市场不能充分利用小型储能设施，也反过来阻碍小型储能的投资。

目前的调峰市场未形成有效的价格机制，激励不充足、不稳定、不够准确。调峰补偿是现货市场未建立、分时价格未形成时的过渡机制。部分省份设定固定补偿价格，大多在0.4~0.7元/（kW·h）之间［116］，尚未为电化学储能参与调峰提供充足利润。同时，现有的调峰补偿价格有被政策干预的可能，面临下降甚至取消的风险，无法向储能投资者传递稳定的收益预期。另外，固定价格机制未能通过能量市场准确地反映不同系统、不同日期调峰的价值差异，可能造成价格信号的扭曲。

目前，山西、广东等省的调频支付机制考虑了调频效果，有利于奖励快速响应资源［117-118］。与美国市场类似，中国部分省份的调频市场也引入了表现支付，给予响应速度快、精度高、延迟少的资源更多支付。此外，市场还对调频容量、调频里程给予部分支付。不过，目前大部分省份的调频市场依旧独立运行，无法很好地考虑调频、能量、备用等标的间的耦合关系。

中国目前在推动现货市场的建设，市场运营成熟后，第三方储能有望通过分时价差，获取调峰价值的奖励。各现货试点也在探索容量、辅助服务等全套市场体系。这一过程中，中国也终将面临先行市场遇到的问题，包括如何考虑储能的物理特性，设计合适的报价模式和能量市场出清模型，如何在容量补偿机制中对储能的容量支撑予以奖励等。

5.2 对中国市场建设的建议

在设计中国储能参与市场的路径时，需要同时考虑两方面因素：一方面，过渡阶段中国有一些特色问题亟待解决，以在短期为储能提供公平的市场参与环境；另一方面，考虑到先行国家已有的现货市场机制也面临着储能的不适配性，中国在现货建设过程中宜提前布局，提高市场机制设计的完备性。结合中国当下的情况与现货市场建设的目标，提出如下建议。

1）明确储能的市场主体定位，并探索储能从被管制渠道获取收益的可行性。中国的政策已经明确了储能作为市场主体的定位，因此应修正机制帮助储能参与能量、辅助服务市场。在被管制渠道上，探索解决储能作为输电资产的若干难题，研究储能通过输配电价回收成本的比例，形成一揽子解决方案。

2）扩大储能的市场参与范围，促进各种类型、各种产权性质的储能共同参与市场，并降低准入门槛。中国已有部分省份赋予了第三方储能市场主体的地位，建议在全国推广，并推动发电侧、用户侧的储能资源在闲置时也参与市场竞价，扩大资源优化配置的空间。此外，考虑到中国目前储能准入门槛较高的情况，建议在政策上做好迎接更多小规模储能参与市场的准备，并优化出清算法、提升算力以应对更多投标。

3）形成更有效的调峰、调频价格信号，并逐步向现货市场的分时价格体系过渡。考虑到现货市场建成尚需时日、在地域上也参差不齐，中国独立运行的调峰调频机制在短时间内仍有一定的实施空间。调峰机制方面，建议根据系统运行情况建立动态价格机制，并在供给侧建立竞价机制，使市场发现调峰服务的真实价值。调频机制方面，建议在更多省份推广按调频效果付费的机制，奖励快速响应资源。在远期，逐步将现有的调峰调频市场与现货市场融合，用分时价格替代调峰机制，并推动能量与调频市场的联合运行。

4）在建设现货市场时，将储能纳入统一的市场运行框架之中，同时探索以储能容量使用权为标的的交易机制。与美国市场类似，中国当前的大多数现货试点采用了统一运营优化的市场模式，因而具备了统一优化储能运行计划的条件，可以尝试促成更高的社会福利。此外，可开展以储能容量的使用权为标的的交易机制，可以灵活地实现运营委托，满足个性化的交易需要，使储能资源在更大范围内发挥更大的贡献，提高其投资运营的经济性。例如，可帮助可再生能源等主体在部分时段平抑市场风险，以此激励可再生能源在投建时即寻找配套的储能设施，从而保证系统调节能力的充足。

5）建设全电量出清的现货市场时，需要建立完善的能量市场出清模型，使之适应储能的荷电状态约束、老化成本等特性，并探索不同参与机制对不同类型储能的适用性。中国当前的现货市场试点仍在起步阶段，投标、出清等环节仍不能精细化地适应储能的物理特性。各试点市场应在建设到一定阶段时，适时考虑储能参与交易的机制要素设计，如：根据自身的软件算力、市场主体投标能力等实际情况，确定荷电状态约束的管理责任方和投标标的形式。另外，可探索量-价投标、自调度、市场组织者直接调度等多种市场参与模式，供储能市场主体根据其自身特点和主观意愿选择。

6）考虑现货市场边际电价支付机制下储能潜在的策略性行为，对储能的放电成本进行核准分析，探索构建按照实际贡献支付的价格机制。目前中国储能的规模有限，峰谷差的减少不一定会使储能丧失削峰填谷的激励。但是，储能规模扩大后，如果峰谷差降低，储能可能在市场上出现策略性报价的情况，如虚报高价或物理持留等，而现有的市场监管办法难以对这种情况进行辨识与干预。为此，需要未雨绸缪，对储能参与市场交易的能量成本、机会成本、装置老化成本等提前进行摸底分析，掌握其大致成本区间。此外，需要探索按实际贡献对储能展开支付的可能性，这既能抑制储能的策略性行为，也可赋予储能更大的投资激励。

7）在探索容量补偿机制的过程中，结合具体的尖峰负荷曲线形状、电源结构等系统特性，合理核算储能资源的容量价值。中国未来电网的可再生能源比例将不断提升，电网实际运行需要不同能量功率比的储能以应对不同持续时间的尖峰负荷。因此，需要差异化考虑不同能量功率比储能的容量价值，以取代简单地以最小持续放电时间对储能容量进行无差别折价的粗糙方式。在技术条件成熟后，可过渡到ELCC模式，实现容量价值的精确化核定。

8）激励分布式储能投资，积极培育聚合商主体，并探索储能参与配电网侧直接交易的模式。分布式可再生能源是未来中国重要的能源发展方向，分布式储能作为其配套，对于配电网实时平衡、自主调峰具有重要作用。一方面，可开展聚合商聚合分布式资源的试点项目，在实践中探索发展商业模式，帮助批发侧市场更好地利用分布式储能资源；另一方面，可探索研究储能参与配电网侧直接交易的机制，形成交易成本低、流程简单、适应性好的市场机制。

6 结语

在发展高比例可再生能源的背景下，为促进并适应储能参与市场交易，本文从市场价值、交易框架、市场模型等角度综述了国内外的研究情况，并详细介绍了在不同市场模式下，美国、英国、澳大利亚在市场机制方面做出的方案探索和规则修订。其中，在FERC 841法案指导下，美国各ISO的实践尤具代表性。

基于学界研究和业界实践，本文从6个方面归纳了储能参与市场交易的关键机制问题：储能的市场角色定位、储能市场的框架设计、能量市场的模型修正、市场价格机制设计、储能容量价值核算、分布式储能的市场参与机制，并对比了不同机制设计方案的优势和劣势。

最后，本文结合中国市场起步期的问题和现货市场建设的远景，借鉴学界研究和先行国家经验，对中国储能参与市场提出了政策建议。