政策解读 | 裴善鹏：建立电力市场机制 发挥储能多种作用

2022年6月7日，国家发改委运行局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（以下简称《通知》），坚持发挥市场在资源配置中的决定性作用，解决了储能参与电力市场的一系列实质性问题，第一次明确了独立储能的定义及参与市场的方式，为储能持续盈利和健康稳定发展移除了重大障碍。

2022年3月国家发改委、国家能源局联合发布的《“十四五”新型储能实施方案》（发改能源〔2022〕209号）提到充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，完善市场化交易机制，丰富新型储能参与的交易品种，健全配套市场规则和监督规范，推动新型储能有序发展。《通知》是对实施方案的进一步细化，并明确提出操作手段。主要内容包含如下几个方面：

一、突出储能参与市场。

《通知》在总体要求中提出“要建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展”。

总的来说，市场机制是储能发挥多种作用的长效手段，对于暂未参与市场的配建储能，也要发挥科学的调度运用手段。《通知》整体是围绕电力市场探讨如何让储能盈利并发挥作用。电力市场是新型电力系统建设的重要内容。新型电力系统建设不光是风电光伏、新型储能等硬件的建设，市场的建设就像是保障各种硬件能够生存并发挥作用的重要软件，反而常常被忽视。国家发改委、国家能源局发布《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），其中一个作用就是解决各种调节手段生存困难，导致无法在保障电网安全的前提下提升新能源装机占比的问题。要建设适合高可再生能源比例新型电力系统的电力市场机制，核心是让电力和服务具有时间价值和空间价值，通过规则建设，让市场定价取代政府定价，充分发挥市场在资源配置中的基础性作用。

2021年，国家发改委、国家能源局发布《关于国家发展改革委进一步完善分时电价机制通知》（发改价格〔2021〕1093号），要求适应新形势要求（可再生能源、电力市场建设、峰谷特性变化等），形成有效的市场化峰时电价信号，科学划分峰谷时段，并扩大峰谷价差。虽然还是政府定价，但已经相对灵活，尽量反映市场需求。

分时电价的终点是电力现货市场，山西、山东等省份走在全国前列。山西已经连续15个月现货结算，山东已经连续6个月现货结算。电力现货市场下的发电上网电价完全由市场决定，每15分钟一个点，每天96个时间节点电价由供求关系确定，中午光伏大发电力过剩期间电价很低，傍晚用电高峰期间电价很高。

储能参与电力现货市场，主要分为现货市场启动前和现货市场启动后两个阶段。目前山东均已经历过。2021年4月，当时山东电力现货市场尚未启动，基于中长期市场条件，山东省能源局出台《关于开展储能示范应用的实施意见》（鲁发改能源〔2021〕254号），规定了中长期市场储能的盈利模式，主要是以储能参与调峰辅助服务市场、给予优先发电量计划奖励为主，解决了储能充电电价过高的问题。储能调用方式由电网调度决定，电网调度的次数决定了储能参与调峰辅助服务市场盈利水平。2021年12月1日，山东电力现货市场启动连续结算，调峰辅助服务市场和计划电量取消，山东省能源局和山东能源监管办根据之前的储能参与现货理论研究，确定了独立储能赚取节点电价峰谷价差、获取容量电费、新能源增发电量收益分享等盈利模式，储能调用方式为自调度，调度不再下发指令要求储能充放电，而是将储能企业申报的曲线作为现货运行的边界条件优先出清。企业对现货价格的预测能力决定了储能参与电力现货市场的盈利水平。

二、发挥储能技术优势

《通知》提出“新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，是构建新型电力系统的重要组成部分”。在全国很多省份，电力系统调节能力亟待提升，但是有些省份发展抽水蓄能的条件不是很具备，北方和东部省份多平原，西北地区干旱缺水，这些省份反而是风光资源丰富或者外电输入比例高的地区，更加缺乏电力系统调节资源和应急电力保障资源。新型储能在快速建设调节能力方面发挥了重要作用，由于产业化和成本的优势，但是具备反映速度及其迅速的锂电池被很多省份仅当做调峰使用，这没有充分发挥电化学储能的技术优势。压缩空气、液流电池、火电储热等适合调峰的新型储能，由于产业化不足、应用不成熟或者现行价格政策原因，还没有大规模应用，其技术优势也没有发挥出来。

储能可以为电网提供多种服务，电量服务只是其中一种，储能还可以提供爬坡、调频等多种服务，尤其是电化学储能响应速度快，甚至可以作为等效转动惯量使用，对电力系统的支撑作用非常明显，仅仅作为大容量的调峰电站有些浪费了。但是这里也存在一定的技术问题，比如储能在赚取节点电价差的空余时间参与调频，则储能不能充满放光，要预留一定电量参与调频，预留多少需要调度部门在摸索中确定。中长期市场下，储能参与辅助服务相对简单，例如当天参与调峰辅助服务就不能参与调频辅助服务等规定让储能运行简单，但是也限制了多重功能的发挥，辅助服务费用在所有发电企业中分摊；电力现货市场下，储能参与辅助服务更加灵活，也更复杂，储能在赚取节点电价峰谷价差的同时可以参与多种服务，考验储能电站运行水平，辅助服务费用分摊也由发电企业扩展到用户。

目前，山东省正在开展电力现货市场条件下的辅助服务市场建设，包括调频市场、爬坡市场等。储能在赚取发电节点电价峰谷价差的同时，可以参与调频或爬坡，发挥多种作用，赚取多重收益。

三、定义独立储能电站

《通知》指出独立储能指“具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目”。这是《通知》的一个重大贡献。不同于传统的发电侧储能、电网侧储能、用户侧储能的划分，近年来独立储能（又叫共享储能）的概念兴起。在山东省2021年建设的5个独立共享储能调峰示范项目中，华能黄台电厂储能建设在火电厂空余建设用地内，接入电厂220kV母线，利用现有线路连接电网；国家电投海阳项目利用海上风电陆上升压站备用间隔接入现有220kV母线，利用现有线路接入电网。两个电站在电气二次设计上均采取了创新，独立设置关口表和调度系统，成为独立储能电站。也就是说，独立储能的兴起打破了按照投资方或者按照建设地点定义储能的方式，转而按照市场地位定义储能：无论是谁投资，无论是储能建设在什么地点，只要具备独立的计量、控制等技术条件，具有独立法人资格，就可以作为独立储能电站。

四、探讨配建储能发展

《通知》规定“鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场。以配建形式存在的新型储能项目，在完成站内计量、控制等相关系统改造并符合相关技术要求情况下，鼓励与所配建的其他类型电源联合并视为一个整体，按照现有相关规则参与电力市场”。这里主要探讨了新能源配建储能市场地位问题。由于各地出台的新能源强配储能政策，建成大量随着新能源建设的储能，目前是类似无功补偿作为新能源场站的附庸存在。怎么利用好这部分储能，解决这部分储能参与市场获取收益的问题，处理好独立储能和配建储能的关系，是本条的出发点。以山东为例，在中长期市场条件下，新能源配建的储能是可以参与电力辅助服务市场，获取调峰收益的。但是电力现货市场启动后，为了保证新能源尤其是光伏电站的收益，山东规定新能源电量10%进入现货，其余不进现货，这就造成了新能源并不是完整的现货市场主体，新能源配建的储能地位也不明确。储能与新能源的关口表合并布置，除非将配建储能改造成独立储能，否则储能无法参与市场。如果市场成熟，储能可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与市场，但是操作层面上会比较困难。

五、确定储能现货电价

《通知》规定“独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加”。长久以来，储能充电电价过高问题困扰着电站盈利。因为国家没有规定专门的储能电价，导致充电时电网将储能电站当用户看待，缴纳两部制电价，度电平均价格超过0.6元，甚至还要缴纳容量电费，储能电站难以承受。山东、陕西等省份做出很多尝试来降低储能充电电价，如山东的充放相抵政策，免收容量电费等，但由于制定单独的储能电价是国家实权，地方价格主管部门只能在现有政策框架下辗转腾挪，套用某种现行电价，难以彻底解决。储能参与电力现货市场时，将要弃掉的风光电源收集起来，让新能源企业有机会发出电力，再将电力存储到傍晚用电高峰放出，这本来是一件好事，但是由于现行政策的限制，储能充电作为用户要缴纳基金附加、输配电价等，大幅压缩了峰谷价差套利空间。

以山东为例，基金附加为0.0273元/kWh，输配电价为0.1717元/kWh（单一制），两项吃掉了约0.2元的峰谷价差。《通知》的规定对储能参与电力现货市场来说是久旱春霖，解决了地方推动储能参与现货的重大政策障碍，值得庆祝。

六、优化储能调度机制

《通知》指出“坚持以市场化方式为主优化储能调度运行。对于暂未参与市场的配建储能，尤其是新能源配建储能，电力调度机构应建立科学调度机制，项目业主要加强储能设施系统运行维护，确保储能系统安全稳定运行”。本条规定了未进市场的储能还是由调度管理，业主维护。其实业主的需求是给储能一个预期的利用小时数。在中长期市场条件下或者现货中未进入市场的配建储能，储能是接受电网的调度的，因此调度调用次数多少，是储能辅助服务盈利能力的决定性因素。最早新疆在出台储能政策时，由于当时国内对储能的研究还不完善，新疆规定了储能按照调度指定充1度电给予0.55元的补偿，但是没有规定每年调用次数，导致投资方担心不被调用，收益很低，迟迟不敢启动储能建设。后来各省在政策制定中逐渐意识到这个问题，山东通过制定规则的方式确定利用小时数，规定全省有任何一台火电机组出力低于50%时优先调用储能；宁夏、浙江等省份直接采用了规定利用小时数的方式保障储能收益。

中长期市场下电力调度机构对储能的调用机制和调用次数直接决定了储能的收益，确实应该予以重视。在电力现货市场下，如前所述，新能源配建的储能盈利模式成了问题，无法独立参与市场，新能源又是部分进入市场，储能到底在现货市场还是在传统计划电价体系中运行成了两难的问题。因此对于暂未参与市场的配建储能，暂时只能依赖调度机构进行调度，储能暂时作为类似无功补偿一样的新能源场站附属设备存在，业主还要负责维护，承担储能安全管理责任，确实对新能源企业是一个负担。在《通知》第三条也有提到让配建储能联合新能源参与市场，但操作层面难度较大。

七、强调储能地域差别

《通知》指出“各地要结合实际、全面统筹，抓紧修订完善本地区适应储能参与的相关市场规则，抓紧修订完善本地区适应储能参与的并网运行、辅助服务管理实施细则，推动储能在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用”。各省资源禀赋不同，电网特点也不同，确实应该因地制宜，由各省能源主管部门和国家能源局派出机构共同确定适合本省的市场规则。山东省缺乏调峰资源，尤其是中午填谷资源；湖南省缺乏调峰资源，尤其是用电高峰顶峰资源；广东省缺乏调频资源，不缺调峰资源；江苏省不缺调峰资源也不缺调频资源，但是缺乏保障电网安全的储能。各省根据需求制定政策，是非常合理的。

八、其他

《通知》还强调了储能的技术支撑。如果没有技术支持，业主在经济利益的驱动下必然采购便宜的设备，劣币驱逐良币，造成双输局面，还留下巨大安全隐患和管理责任。《通知》规定“新型储能项目建设应符合《新型储能项目管理规范（暂行）》等相关标准规范要求，主要设备应通过具有相应资质机构的检测认证，涉网设备应符合电网安全运行相关技术要求。储能项目要完善站内技术支持系统，向电网企业上传实时充放电功率、荷电状态等运行信息，参与电力市场和调度运行的项目还需具备接受调度指令的能力。电力交易机构要完善适应储能参与交易的电力市场交易系统。电力企业要建立技术支持平台”。

在山东，能源主管部门通过示范项目的建设引导企业进行检测，总结地方设计和检测标准，电网企业建设储能监视平台，交易机构建设储能租赁平台，率先开展储能设计审查和消防验收技术导则编制工作，尽力保障储能建设质量和各参与方的安全。事实证明，首批共享独立储能示范项目的质量显著高于新能源配建项目。

除独立储能和新能源配建储能外，《通知》对用户侧储能和电网侧储能作用也进行了重申，指出“鼓励进一步拉大电力中长期市场、现货市场上下限价格”，“鼓励电网侧根据电力系统运行需要，在关键节点建设储能设施。研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场；探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收”。对于用户侧储能，由于充放电都在用户关口表内，建设运行都相对灵活，只要峰谷价差够大够稳定，业主是可以通过用户侧储能盈利的。对于由电网公司主业投资的电网侧储能，可以走输配电价机制，这是电网主业投资的特权。但是也存在如何甄别电网替代型储能设施的问题。

总之，《通知》的内容全面，可操作性强，对在电力市场中摸索可行政策的地方能源主管部门有巨大的帮助。建议大家认真学习，结合在山东等省份建设独立储能电站的实际案例和运行数据进行研究，共同为我国储能参与电力市场、持续稳定发展献策献计，推动新型电力系统全面建设。

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