新型儲能是支撐新型電力系統的(de)重要技術和(hé)基礎裝備。《2030年前碳達峰行動方案》提出，到2025年，新型儲能裝機容量達到3000萬千瓦以上。新型儲能電站（下(xià)文簡稱“儲能電站”）主要是指功率等級較大(dà)、綜合性能優越的(de)非抽水(shuǐ)蓄能儲能電站，對(duì)推動能源轉型、保障能源安全具有重要作用(yòng)。

如何推動儲能電站商業化(huà)應用(yòng)是近年來(lái)國内外共同探索的(de)問題。《國家發展改革委 國家能源局關于加快(kuài)推動新型儲能發展的(de)指導意見》對(duì)完善政策機制、營造健康市場(chǎng)環境提出具體要求。儲能電站如何參與電力市場(chǎng)并盈利成爲其商業化(huà)應用(yòng)的(de)關鍵。

儲能電站參與電力市場(chǎng)有哪些模式

參與電力市場(chǎng)是國外常見的(de)儲能商業模式。電力市場(chǎng)較爲發達的(de)國家通(tōng)過立法确定儲能電站的(de)獨立市場(chǎng)主體地位，允許儲能電站公平參與各類細分(fēn)市場(chǎng)，完善市場(chǎng)機制并制訂體現各類資源價值的(de)按效果付費補償機制，爲儲能電站與其他(tā)資源公平同台競價提供制度保障。

儲能電站參與電力市場(chǎng)的(de)類型主要包括電量市場(chǎng)、輔助服務市場(chǎng)和(hé)容量市場(chǎng)，發揮儲能綜合價值，實現多(duō)重收入。美(měi)國能源信息署（EIA）報告顯示，到2020年年底，美(měi)國公用(yòng)事業規模（容量大(dà)于0.1萬千瓦）的(de)儲能系統中，用(yòng)于頻(pín)率響應的(de)容量占總容量的(de)59%，用(yòng)于爬坡或備轉容量的(de)占比39%，參與電力現貨市場(chǎng)的(de)容量占比37%。

容量電費模式參考抽水(shuǐ)蓄能電站實行兩部制電價，對(duì)儲能電站容量進行補償。目前，我國大(dà)部分(fēn)抽水(shuǐ)蓄能電站實行兩部制電價，容量電價用(yòng)來(lái)補償電站運營成本，電量電價用(yòng)來(lái)補償抽發損耗（抽4千瓦時(shí)電可(kě)發3千瓦時(shí)電），容量電費和(hé)抽發損耗納入當地省級電網（或區(qū)域電網）運行費用(yòng)統一核算(suàn)，并作爲銷售電價調整因素統籌考慮。爲促進儲能産業發展，我國在《貫徹落實〈關于促進儲能技術與産業發展的(de)指導意見〉2019～2020年行動計劃》中提出“探索建立儲能容量電費機制”，但尚未出台相關政策。目前，僅有個(gè)别的(de)國家儲能示範項目獲得(de)了(le)容量補償。

共享模式主要是新能源彙集站内配置的(de)儲能電站通(tōng)過參與調峰輔助服務市場(chǎng)，爲多(duō)個(gè)新能源場(chǎng)站調峰。爲最大(dà)限度發揮儲能電站調峰功能，在一定的(de)市場(chǎng)交易規則下(xià)，儲能電站允許爲其他(tā)新能源場(chǎng)站調峰，實現資源全網共享。經安全校核後，調度機構根據市場(chǎng)交易的(de)出清結果按序調用(yòng)。目前，青海、新疆的(de)調峰輔助服務市場(chǎng)運營規則允許儲能與新能源電站雙邊交易、參與市場(chǎng)競價或者由調度機構直接調用(yòng)，以實現儲能電站共享。

容量租賃/分(fēn)拆出售模式是由單個(gè)或多(duō)個(gè)社會第三方購(gòu)買、租賃獨立儲能電站容量，分(fēn)攤儲能電站投資建設成本。該模式與共享儲能的(de)區(qū)别在于新能源場(chǎng)站業主等第三方是否有儲能電站固定容量的(de)資産擁有權或專屬使用(yòng)權。在已規定新能源需配置儲能的(de)地區(qū)，如果購(gòu)買或租賃獨立儲能電站與新能源場(chǎng)站自身投資建設儲能相比更具經濟性，該模式則具有一定發展前景。新能源場(chǎng)站等業主可(kě)購(gòu)買或租賃獨立儲能電站一定容量，以較低價格滿足配置儲能的(de)要求。

我國儲能電站參與電力市場(chǎng)交易現狀

目前，在現有的(de)電力市場(chǎng)框架和(hé)規則下(xià)，儲能電站可(kě)參與中長(cháng)期電量交易，調頻(pín)、調峰輔助服務市場(chǎng)交易。中長(cháng)期交易方面，2020年年初，青海海西格爾木(mù)京能新能源與美(měi)滿科技儲能電站開展了(le)首筆儲能中長(cháng)期交易。

調峰輔助服務方面，目前全國共20餘個(gè)省份或地區(qū)出台了(le)調峰輔助服務市場(chǎng)運營規則（含試運營），絕大(dà)部分(fēn)省份将儲能納入電力市場(chǎng)。

調頻(pín)輔助服務方面，目前我國共有6個(gè)省份或地區(qū)出台了(le)調頻(pín)輔助服務市場(chǎng)運營規則。其中，廣東、福建、山西、江蘇允許儲能參與調頻(pín)，儲能電站可(kě)作爲獨立主體或與火電機組聯合參與調頻(pín)輔助服務市場(chǎng)，按調節效果獲得(de)補償。

從實際成效來(lái)看，我國儲能電站投資建設成本仍然較高(gāo)，在單一市場(chǎng)中的(de)利用(yòng)率較低，多(duō)重價值、系統價值難以得(de)到全面體現，在市場(chǎng)上難以與其他(tā)替代資源競争。

儲能電站應用(yòng)在以下(xià)幾個(gè)方面還(hái)需加強。發展規劃上，我國提出了(le)儲能量化(huà)目标，下(xià)一步需重點結合電力系統實際需求明(míng)确儲能電站的(de)布局，特别是統籌電網、抽水(shuǐ)蓄能和(hé)各類其他(tā)靈活性資源，将儲能電站規劃納入電網規劃，引導儲能電站合理(lǐ)布局、有序發展。市場(chǎng)準入上，儲能電站參與電力現貨交易市場(chǎng)的(de)主體身份、準入條件還(hái)有待明(míng)确，交易規則還(hái)有待完善。配置儲能已成爲部分(fēn)地區(qū)新能源優先開發的(de)重要條件，新能源配置儲能的(de)應用(yòng)範圍有待擴展。價格機制上，儲能電站電價政策缺失，目前我國尚未出台儲能電站相關的(de)充電價格、上網電價、輸配電價政策。在構建新型電力系統過程中，用(yòng)于保障電力系統安全、電力可(kě)靠供應的(de)儲能電站難以從市場(chǎng)獲利。目前，對(duì)此類儲能的(de)發展尚無相關的(de)支持政策。

分(fēn)階段推進儲能電站參與電力市場(chǎng)

根據電力市場(chǎng)建設情況，可(kě)分(fēn)階段推進儲能電站參與電力市場(chǎng)。

第一階段：當前電力市場(chǎng)環境下(xià)，完善輔助服務市場(chǎng)交易機制，發揮儲能電站動态響應技術優勢，重點提升儲能電站在輔助服務市場(chǎng)上的(de)競争力。爲适應高(gāo)比例新能源、高(gāo)比例電力電子設備接入電力系統的(de)需要，近期發布的(de)《電力輔助服務管理(lǐ)辦法》将新型儲能納入提供輔助服務的(de)新主體，并新增了(le)轉動慣量、爬坡等輔助服務品種。應在常規調峰、調頻(pín)市場(chǎng)建設基礎上，根據系統運行需要，制訂轉動慣量、爬坡等輔助服務新品種的(de)交易規則，建立體現資源價值和(hé)按效果付費的(de)補償機制，充分(fēn)發揮儲能電站響應速度快(kuài)、布置靈活等技術優勢，爲調動儲能電站系統調節能力創造市場(chǎng)條件。

第二階段：電力現貨市場(chǎng)初級階段，完善電能量交易規則，發揮儲能電站跨時(shí)間調節能力，重點提升其在電力現貨市場(chǎng)上的(de)盈利水(shuǐ)平。目前，我國第一批8個(gè)電力現貨試點已全部完成試運營，第二批6個(gè)試點正在加快(kuài)建設中。一方面，應完善市場(chǎng)機制，允許儲能電站在内的(de)各類資源公平參與電力現貨市場(chǎng)；另一方面，完善價格機制，明(míng)确儲能電站充放電價、輸配電價政策，利用(yòng)價格信号調動儲能電站參與電網調峰，發揮新能源邊際成本基本爲零的(de)優勢，聯合新能源共同參與電力現貨交易。

第三階段：電力現貨市場(chǎng)成熟階段，拓展儲能電站應用(yòng)新業态、新模式，重點是讓儲能電站在多(duō)個(gè)市場(chǎng)中發揮多(duō)重價值。電力現貨市場(chǎng)成熟運行後将取代調峰輔助服務市場(chǎng)。儲能電站可(kě)全面參與電量市場(chǎng)、輔助服務市場(chǎng)和(hé)容量市場(chǎng)，提供不同時(shí)間尺度的(de)調節服務。在設計市場(chǎng)機制時(shí)，應充分(fēn)考慮儲能容量價值和(hé)電量價值，允許儲能電站參與多(duō)個(gè)市場(chǎng)、進行分(fēn)時(shí)利用(yòng)，實現多(duō)重價值。應拓展智慧能源、虛拟電廠等包含儲能電站的(de)新業态、新模式，實現儲能電站多(duō)元化(huà)發展。

（來(lái)源 北(běi)極星輸配電網）