促进储能参与的电力市场机制探索

来源：中国电力科学研究有限公司

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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。

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