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作者：時智勇 王彩霞 胡靜
單位：國網(wǎng)能源研究院有限公司
引用：時智勇,王彩霞,胡靜.獨立新型儲能電站價格形成機制及成本疏導優(yōu)化方法[J].儲能科學與技術,2022,11(12):4067-4076.
DOI：10.19799/j.cnki.2095-
4239.2022.0367
摘 要 新型儲能是支撐新型電力系統(tǒng)的重要技術和基礎裝備，合理有效的價格機制是新型儲能發(fā)展的關鍵。針對獨立新型儲能電站的價格機制開展研究，總結了國外典型國家的實踐和經(jīng)驗，分析了我國儲能電站價格機制的相關探索，儲能電站管制定價模式與獨立參與電力市場均難以支撐其大規(guī)模商業(yè)化應用。在各相關方責權利對等的基礎上，提出了基于傳遞因子的儲能電站價格形成機制及成本疏導優(yōu)化方法，最后通過案例進行說明。結果顯示，傳遞因子可有效分配儲能容量收益和電力市場收益，保障了各利益相關方的效益平衡。
關鍵詞 獨立；新型儲能；價格機制；成本疏導
高比例新能源、高比例電力電子裝備的大規(guī)模并網(wǎng)給電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行和電力電量平衡帶來極大挑戰(zhàn)，電力系統(tǒng)對靈活性資源需求迫切。新型儲能是指除抽水蓄能外，以電力為主要輸出形式的儲能技術，對推動能源綠色轉型、應對極端事件、保障電力可靠供應等具有重要意義。獨立新型儲能電站是指直接接入公用電網(wǎng)，功率等級較大，接受統(tǒng)一調度并獨立運行的儲能設施，是新型儲能應用的主要形式之一。
國家鼓勵新型儲能通過電力市場疏導成本，國家發(fā)展改革委、國家能源局《進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》已明確新型儲能可作為獨立主體參與輔助服務、中長期交易、現(xiàn)貨交易等。當前，以鋰電池為代表的獨立新型儲能技術成本仍然較高，僅通過電力市場難以盈利，社會資本投資建設新型儲能積極性不高。同時，為加快推動實現(xiàn)碳達峰目標，國家鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模，配置儲能已成為多個省份新能源發(fā)電項目開發(fā)的前提條件，加大了新能源電站的經(jīng)營壓力。因此在電力市場改革過渡期和儲能成本相對較高的發(fā)展階段，有必要研究設計合理的價格機制，一方面全面反映儲能價值，促進儲能發(fā)展；另一方面有效疏導儲能成本，保障各利益相關方合理承擔費用。
本文主要針對獨立新型儲能電站(下文簡稱儲能電站)的價格機制開展研究，總結了國外典型國家儲能電站價格形成機制的實踐和經(jīng)驗，闡述了我國儲能電站價格機制的相關探索，基于功能與價值的統(tǒng)一、成本與收益的統(tǒng)一、責權利的統(tǒng)一設計原則，提出了引入傳遞因子的儲能電站價格形成機制及成本疏導優(yōu)化方法，最后通過案例進行說明。
1 國內(nèi)外儲能電站價格機制
1.1 國外儲能電站價格機制經(jīng)驗
儲能電站的價格機制多由自身的角色定位來確定，文獻[5]將國外儲能設施分為單一市場主體、單一被管制主體和同時作為市場主體和被管制主體三類。其中，儲能電站作為被管制主體是將其歸屬為輸配電資產(chǎn)納入監(jiān)管，并通過輸配電價或銷售電價回收，即管制定價；作為市場主體是指儲能電站通過參與電力市場獲利，由競爭產(chǎn)生價格，即市場定價。
儲能設施能否作為輸配電資產(chǎn)是管制定價的關鍵，各國仍在探索中。英國禁止電力系統(tǒng)運營商(electrical system operator，ESO)直接投資運營儲能資源。歐盟禁止輸電運營商(TSO)和配電運營商(DSO)擁有并運營儲能系統(tǒng)，提倡通過從第三方購買服務。美國聯(lián)邦能源管理委員會(Federal Energy Regulatory Commission，F(xiàn)ERC)原則上不允許獨立系統(tǒng)運營商(independent system operator，ISO)擁有儲能資產(chǎn)，紐約州、德州的監(jiān)管機構禁止公用事業(yè)公司擁有儲能資產(chǎn)，但考慮儲能在電力可靠供應和系統(tǒng)安全運行方面的重要作用，加州(CAISO)、賓西法尼亞-新澤西-馬里蘭(PJM)、美國中部(MISO)等各ISO探索儲能作為輸電資產(chǎn)并獲取收益的可能性，如CAISO提出了SATA(storage as a transmission asset)一種新的合約機制，MISO將儲能作為單一輸電資產(chǎn)的提案，已經(jīng)得到了FERC批準通過。意大利電力監(jiān)管部門允許電力公司建設和運營用于輸電網(wǎng)安全運行、提高可再生能源滲透率和用于調度服務的發(fā)電設施，Terna電力公司為解決西西里島和撒丁島可靠供電投資建設了1.6萬千瓦儲能設施，項目經(jīng)過經(jīng)濟發(fā)展部和監(jiān)管機構批準后，相應成本享受相應的資產(chǎn)回報(regulated asset base，RAB)。韓國實施電網(wǎng)運營與電力調度一體化管理，韓國電力公司KEPCO提出“系統(tǒng)穩(wěn)定公共儲能建設計劃”，到2022年底建設128萬千瓦時電池系統(tǒng)，并獲得政府電力基礎設施基金支持。
參與電力市場是歐美等國儲能應用的主要形式，因此，市場定價也是主要的價格形成機制。儲能電站參與電能量市場(中長期交易、現(xiàn)貨交易)、輔助服務市場(調頻、備用)、容量市場，通過雙邊協(xié)商、集中競價、集中撮合、拍賣等方式形成價格。電能量批發(fā)市場方面，美國主要ISO采取統(tǒng)一運營模式，日前、實時執(zhí)行全電量出清形成市場價格。英國儲能設施通過雙邊交易形成價格和電力曲線或通過集中競價參與平衡市場。輔助服務市場方面，美國PJM、英國、澳大利亞等均推出了針對快速調頻資源的調頻輔助服務市場以提升系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性，并突出了按效果付費的補償機制。容量市場方面，美國PJM、英國主要通過競價或拍賣方式形成容量價格，儲能由于受放電時長的限制，均設定了容量補償系數(shù)，儲能放電時長越短系數(shù)越低。與此同時，歐美等國均允許儲能電站可同時參與電能量、輔助服務和容量等多種市場，提升了儲能盈利水平。美國能源信息署(Energy Information Administration，EIA)對截至2020年底美國公用儲能電站(容量大于1兆瓦)應用領域進行統(tǒng)計，如圖1所示：約有885兆瓦(占公用事業(yè)規(guī)模電池總容量的59%)用于頻率響應，583兆瓦(占比39%)用于爬坡或備轉容量，586兆瓦(占比37%)參與現(xiàn)貨市場。
1.2 我國儲能電站價格機制探索
在管制定價方面，儲能電站價格機制的研究主要參考抽水蓄能的兩部制電價政策。容量電價核定方面，體現(xiàn)儲能電站提供調頻、調壓、備用和黑啟動等系統(tǒng)價值，通過對標行業(yè)先進水平合理確定核價參數(shù)，按照經(jīng)營期定價法核定容量電價，容量電價覆蓋儲能電站的固定投資、充放電損耗等；電量電價以競爭性方式形成或執(zhí)行當?shù)氐碾妰r政策?；趦刹恐齐妰r，文獻[17]提出儲能標桿電價方案，電費納入電網(wǎng)公司購電成本，從銷售電價予以疏導。文獻[18]在測算財務收益與價值效益的基礎上，分析了將電網(wǎng)替代性儲能成本納入輸配電價回收的合理性。從鋰離子儲能電站投資成本來看，其容量電費遠高于515元/(kW?月)的抽水蓄能平均容量電費，若新型儲能大規(guī)模應用容量電價并通過輸配電價疏導勢必推高終端電價。因此，該類定價模式適用于兩類場景，一類是當前造價較高但技術先進且未來具有商業(yè)化應用前景的示范項目，如目前已批復的200 MW/800 MWh大連液流電池儲能調峰電站國家示范項目；另一類是電力系統(tǒng)保安全、保供應運行需要，且其他替代方案經(jīng)濟性不足或無法通過市場盈利但必須配置的儲能項目。
推動儲能通過市場盈利是我國儲能發(fā)展的基本方向，國家和地方政府積極推動電力市場化改革，為儲能商業(yè)化應用創(chuàng)造條件。目前，已經(jīng)明確了儲能電站中長期交易市場主體身份，不斷擴大現(xiàn)貨試點范圍，山東等部分省份明確將儲能納入現(xiàn)貨交易，不斷完善輔助服務市場化運營和補償機制，為儲能電站參與交易提供了更多可能。從實際成效來看，一方面，儲能電站成本仍然較高，在市場上難以與火電、抽蓄等其他替代資源相競爭；另一方面，市場機制尚不完善，儲能在單一市場中的利用率較低，多重價值、系統(tǒng)價值難以得到全面體現(xiàn)。因此，儲能電站僅通過電力市場還難以實現(xiàn)盈利。
在能源低碳轉型與電力市場改革“雙期”疊加階段，儲能電站政府兩部制定價模式和獨立參與電力市場均難以支撐其大規(guī)模商業(yè)化應用。通過市場盈利是儲能電站未來主要發(fā)展趨勢，在此過渡期內(nèi)，需要對儲能電站有效的價格形成機制進一步探索。
2 儲能電站價格機制設計原則
2.1 功能與價值的統(tǒng)一
儲能電站在空間上可以實現(xiàn)容量共享，在時間上可以實現(xiàn)能量轉移，因此在價格機制設計上既要考慮容量價值也要考慮電量價值。容量方面主要包括一次調頻、調壓、黑啟動、緊急備用等，其價值主要體現(xiàn)在保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行、保障電力可靠供應、延緩電力設施擴容改造、緩解線路擁塞等，評價指標主要包括充放電功率、響應時間、調節(jié)速度、調節(jié)精度等。儲能電站的電量價值主要通過能量時移來實現(xiàn)，包括電力系統(tǒng)削峰填谷、促進新能源消納以及平抑電力現(xiàn)貨的價格波動等，并通過運營的指標體現(xiàn)，包括充放電價格、充放電效率、充放電持續(xù)時長等。
2.2 成本與收益的統(tǒng)一
儲能電站項目的投資收益率需要達到一定的合理水平，方可實現(xiàn)價格機制設計的有效性。儲能電站容量的應用具有時間不確定、調用容量大小不固定的特點，但對于系統(tǒng)運行可備而不用，不能用而無備，其特點決定了儲能電站在常規(guī)的電力市場中難以獲得穩(wěn)定的收益。儲能電站容量成本主要由固定投資決定，因此需要建立穩(wěn)定的容量收益機制保障固定投資的回收。儲能電站電量收益由短期的電力供需關系決定，因此推動儲能常態(tài)化參與電力市場，通過市場競爭形成價格，不斷擴大電量帶來的收益。
2.3 責權利的統(tǒng)一
責權利的統(tǒng)一是儲能電站成本疏導的關鍵。圖2所示為新能源電站、電網(wǎng)運營商、儲能電站開發(fā)商的關系圖，對于調峰資源不足的地區(qū)，新建新能源電站需要承擔新增調峰能力的建設成本，如儲能的容量投資；因高比例新能源、高比例電力電子裝備并網(wǎng)產(chǎn)生的系統(tǒng)頻率、電壓等涉及全網(wǎng)安全穩(wěn)定問題，應由電力系統(tǒng)承擔儲能容量服務費用；因提升電網(wǎng)輸送能力、緩解阻塞，有效替代新建擴建輸配電設施，相關儲能服務成本應在監(jiān)審要求下通過輸配電價疏導。從承擔能力上看，新能源電站、電網(wǎng)運營商自建儲能一次性投資大，政策風險高，儲能利用具有不定時、不定量等特點，多為備用狀態(tài)，利用率不高。相比而言，通過租賃或購買儲能容量服務年運營資金小，政策風險低，儲能電站既可以滿足新能源電站、電網(wǎng)運營商需求，也可以滿足電力系統(tǒng)運行的需求。
因此，在全面通過市場盈利之前，儲能電站價格機制首先考慮儲能容量帶來的系統(tǒng)共享和多方獲益的特點，按照“誰受益、誰分擔”的原則承擔相應的容量成本，保障儲能投資的可持續(xù)性；其次，通過提升儲能電站精益化運營和管理水平，擴大參與電力市場獲利空間，防止建而不用；最后，要建立容量收益與市場收益之間的合理分配關系，保障各利益相關方的效益均衡。
3 基于傳遞因子的儲能電站價格機制設計及成本疏導方法
3.1 目標函數(shù)
3.1.1 容量成本
儲能電站的容量成本主要為初始投資：
3.1.2 參與電力市場凈收益
（1） 儲能電站參與電力市場類型
如圖3所示，儲能電站參與電力市場的類型主要包括現(xiàn)貨市場、調峰、調頻輔助服務市場。
電力現(xiàn)貨市場中儲能電站在日前、日內(nèi)報量報價與其他電源共同競爭，通過全電量集中優(yōu)化，按節(jié)點邊際價格出清得到現(xiàn)貨交易價格，儲能電站以現(xiàn)貨市場不同時段的出清價格進行充放電獲利，其中充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。市場初期，儲能電站可報量不報價，并作為現(xiàn)貨市場出清價格的接受者，提升利用水平。
調峰輔助服務市場中，因各類調峰資源的交易標的不同，儲能電站調峰需獨立組織，通過雙邊協(xié)商或集中競價形成交易價格，市場按需啟動或定期啟動。集中競價的價格機制包括儲能電站充放電價以及調峰補償價格，其中充放電價可采用平進平出方式解決。
我國部分省份將獨立儲能電站納入調頻輔助服務市場，儲能電站與其他調頻電源共同在日前申報調頻容量、調頻里程價格，并集中競價出清。調頻輔助服務市場定期啟動，執(zhí)行計及調節(jié)效果的“里程補償”與考慮機會成本的“容量補償”兩部制價格機制。
（2） 儲能電站參與電力市場凈收益
① 現(xiàn)貨市場
電力現(xiàn)貨市場運行地區(qū)，儲能電站運營成本與收益如下。
④ 市場凈收益
三類市場中，調頻輔助服務市場充分考慮了容量補償，儲能電站不再具備容量租賃或出售條件，因此參與調頻輔助服務市場的儲能電站具有獨立的價格形成機制，不在本文探討范圍內(nèi)?，F(xiàn)貨市場與調峰輔助服務市場本質上同屬于電能量市場，開展現(xiàn)貨交易后通常取消了調峰輔助服務市場。因此，儲能電站電力市場凈收益為現(xiàn)貨市場凈收益或調峰輔助服務市場凈收益。
按當前現(xiàn)貨或調峰輔助服務市場價格以及儲能利用小時數(shù)測算，儲能電站電力市場凈收益尚不能完全覆蓋儲能成本，同時，現(xiàn)貨市場或調峰輔助服務市場本質為電能量市場，未考慮儲能容量價值，該模式有待后期儲能電站成本下降和市場機制的持續(xù)完善。
（3） 引入傳遞因子的容量成本疏導
按照儲能電站價格機制設計原則，儲能電站收益包括容量出售和參與電力市場兩部分組成。新能源發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)運營商等受益主體承擔部分容量成本，根據(jù)儲能電站參與電力市場獲利水平，引入傳遞因子，降低容量出售的價格，滿足新能源發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)運營商等利益主體購買容量服務的約束條件，實現(xiàn)效益的多方均衡分配。
3.2 約束條件
3.2.1 新能源電站租賃儲能容量費用約束
對于新能源電站，如果租賃儲能電站費用大于自建儲能電站費用，新能源發(fā)電企業(yè)將選擇自建儲能。新能源電站自建儲能費用按設計年限進行年度等值，計算公式見式(18)。
3.3 案例分析
4 結論
本文研究了獨立新型儲能電站的價格形成機制及成本疏導方法。通過總結國內(nèi)外儲能電站價格形成機制的實踐經(jīng)驗，分析得出在能源轉型與電力市場深化改革“雙期”疊加階段，政府兩部制定價模式和獨立參與電力市場均難以支撐儲能電站大規(guī)模商業(yè)化應用。本文提出了基于傳遞因子的容量出售與市場收益相結合的儲能電站價格形成機制，以及多利益主體的成本疏導優(yōu)化分配方法可為當前儲能電站商業(yè)化應用提供一種思路。案例結果顯示，當傳遞因子處于0.083到0.936范圍內(nèi)，可以有效分配儲能容量收益和市場收益，保障儲能自身合理的收益水平并實現(xiàn)多利益主體之間的效益平衡。
