中國儲能網(wǎng)訊：新型儲能因其良好的調(diào)節(jié)性能、可靈活配置、建設(shè)周期短等優(yōu)勢，成為構(gòu)建新型能源體系的重要支撐。2021年7月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》（發(fā)改能源規(guī)〔2021〕1051號），拉開了我國新型儲能快速發(fā)展的序幕，并提出新型儲能裝機(jī)到2025年達(dá)到3000萬千瓦以上。2022年5月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》（發(fā)改辦運(yùn)行〔2022〕475號），明確新型儲能可作為獨(dú)立儲能參與電力市場，要求以市場化為主優(yōu)化儲能調(diào)度運(yùn)用。隨之，各省區(qū)加快探索新型儲能的調(diào)度運(yùn)用和參與市場機(jī)制建設(shè)。
根據(jù)各省區(qū)投產(chǎn)和規(guī)劃情況，預(yù)計2023年底我國新型儲能裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到3000萬千瓦，其中大部分容量為鋰離子電池電化學(xué)儲能，提前2年完成“1051號文”目標(biāo)。目前，山西電網(wǎng)已有4座電化學(xué)獨(dú)立儲能電站投運(yùn)，合計容量40萬千瓦/65萬千瓦時，已明確接網(wǎng)方案的獨(dú)立儲能項目超過40個，總?cè)萘砍^900萬千瓦。新型儲能特別是電化學(xué)儲能的規(guī)模在快速增長，但其調(diào)度運(yùn)用和參與市場機(jī)制尚處于探索階段，還未形成較成熟的體系。山西電力現(xiàn)貨市場在國內(nèi)最早開展連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行，對電化學(xué)儲能調(diào)度運(yùn)用和參與市場機(jī)制的研究起步較早，相關(guān)探索實(shí)踐與思考分析可為其他省區(qū)提供借鑒。
儲能的價格形成機(jī)制
電化學(xué)儲能與抽水蓄能運(yùn)行特性的異同
抽水蓄能可以視作廣義儲能的一種，電化學(xué)儲能是各類新型儲能中發(fā)展相對成熟、目前商業(yè)應(yīng)用最多的一類。
在參與電力系統(tǒng)調(diào)峰方面，電化學(xué)儲能電站與抽水蓄能電站的運(yùn)行特性較為相似，均為大號“充電寶”角色，兩者容量有限、儲能小時數(shù)有限且存在“充放電”損耗。兩者存在的差異有：一是抽蓄電站容量通常能達(dá)到百萬千瓦級別，儲能小時數(shù)一般可達(dá)到4～6小時；目前，電化學(xué)儲能電站容量多在30萬千瓦以下，儲能小時數(shù)一般在1～2小時。二是電化學(xué)儲能的出力可在負(fù)額定容量至正額定容量范圍內(nèi)調(diào)整變化；抽蓄電站通常按單個機(jī)組進(jìn)行調(diào)用，且機(jī)組抽水時一般只能以額定容量運(yùn)行，發(fā)電時因機(jī)組存在振動區(qū)，通常只能在50%左右額定容量之間運(yùn)行。三是抽蓄抽發(fā)循環(huán)的發(fā)電與抽水電量之比一般在75%左右；電化學(xué)儲能充放循環(huán)的放電與充電量之比通常在85%以上。此外，電化學(xué)儲能有自放電現(xiàn)象，鋰離子電池月度自放電率為2%～5%；抽蓄則存在水庫蒸發(fā)問題。
在參與調(diào)頻方面，電化學(xué)儲能電站在正常并網(wǎng)狀態(tài)下全天可參與一次調(diào)頻和二次調(diào)頻；抽蓄機(jī)組停機(jī)狀態(tài)下無法參與一、二次調(diào)頻，在開機(jī)狀態(tài)下可參與一次調(diào)頻，機(jī)組抽水狀態(tài)下因固定為額定功率運(yùn)行無法參與二次調(diào)頻，機(jī)組發(fā)電狀態(tài)下可在非振動區(qū)范圍內(nèi)參與二次調(diào)頻。
在電壓調(diào)節(jié)和支撐、黑啟動等方面，抽蓄機(jī)組開機(jī)狀態(tài)下，無論抽水、發(fā)電、調(diào)相工況都具有優(yōu)秀的調(diào)壓能力，系統(tǒng)故障擾動時能夠為系統(tǒng)穩(wěn)定提供電壓支撐，并具有黑啟動能力。目前，商業(yè)運(yùn)營的電化學(xué)儲能電站主要是跟網(wǎng)型儲能，其正常運(yùn)行時有較好的電壓調(diào)節(jié)性能，但電站近區(qū)系統(tǒng)發(fā)生大擾動故障時，不能為系統(tǒng)穩(wěn)定提供電壓支撐；正在試點(diǎn)應(yīng)用的構(gòu)網(wǎng)型儲能電站具有類似同步發(fā)電機(jī)的外部特性，其在系統(tǒng)故障擾動時，能夠快速為系統(tǒng)提供電壓支撐和慣量支撐，改善系統(tǒng)頻率和電壓穩(wěn)定，并支持孤網(wǎng)運(yùn)行和黑啟動。
抽蓄電站與電化學(xué)儲能電站的價格形成機(jī)制
由上述分析可見，電化學(xué)儲能電站與抽蓄電站在電力系統(tǒng)中的運(yùn)行特性雖然有一定差異，但也有不少相似之處，并且都能發(fā)揮調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓等調(diào)節(jié)作用。
從建設(shè)周期、單位容量成本和電站壽命看，抽蓄電站建設(shè)周期及電站壽命相比電化學(xué)儲能都長得多，單位容量建設(shè)成本一般要顯著低一些。從價格形成機(jī)制來看，國家發(fā)改委關(guān)于《進(jìn)一步完善抽水蓄能價格形成機(jī)制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號）要求，自2023年起，抽蓄電站全部執(zhí)行“容量+電量”的兩部制電價，并對容量電價的核定機(jī)制作了具體規(guī)定；同時，要求推動抽蓄電站平等參與中長期、現(xiàn)貨及輔助服務(wù)市場，規(guī)定在現(xiàn)貨市場運(yùn)行地區(qū)，抽水蓄能電價和上網(wǎng)電價按現(xiàn)貨市場價格結(jié)算，但上一監(jiān)管周期內(nèi)參與輔助服務(wù)和現(xiàn)貨市場收益的80%，在下一監(jiān)管周期核定電站容量電價時要扣減，20%由電站分享。對于新型儲能，“475號文”明確堅持以市場化方式形成價格，加快推動獨(dú)立儲能參與中長期和現(xiàn)貨市場，鼓勵參與輔助服務(wù)市場，并提出研究建立電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能電站容量電價機(jī)制。此外，多個省市政府有關(guān)部門出臺的文件中均提出，新能源項目可通過租賃獨(dú)立儲能電站部分容量的方式滿足其調(diào)節(jié)資源配置要求，為儲能電站提供了另一種獲得收益的途徑。
可以看出，除容量租賃外，相關(guān)文件對新型儲能電站價格形成、獲取收益途徑的定位與抽蓄電站較為接近，區(qū)別主要是：抽蓄電站容量電價核定機(jī)制已確定并開始執(zhí)行，容量電費(fèi)能夠補(bǔ)償其抽發(fā)運(yùn)行成本外的其他成本及合理收益，電站可獲得參與現(xiàn)貨和輔助服務(wù)收益的20%；而新型儲能電站容量電價機(jī)制尚未明確且暫只列入了電網(wǎng)側(cè)儲能，除容量租賃收益外，其只能通過參與電力市場交易回收成本獲取收益。目前，山東電力市場已建立發(fā)電側(cè)容量電價機(jī)制，獨(dú)立儲能可與火電等常規(guī)電源一同獲得容量電費(fèi)。
電化學(xué)儲能參與市場和調(diào)度運(yùn)用存在的問題
儲能參與中長期市場
在現(xiàn)貨市場運(yùn)行的省區(qū)，常規(guī)電源與用戶簽訂較高比例的中長期合約對穩(wěn)定市場、防控交易風(fēng)險發(fā)揮了重要作用?！?33號文”與“475號文”對抽蓄與新型儲能均提出推動參與中長期交易，這在新能源占比不高、凈負(fù)荷峰谷時段較為穩(wěn)定的省區(qū)這是可行的；但在新能源占比高、凈負(fù)荷峰谷時段變化較大的省區(qū)，抽蓄與新型儲能若參與中長期交易，反而面臨實(shí)際運(yùn)行中抽水（充電）、發(fā)電（放電）時段分別與中長期交易的購電、售電時段不匹配的問題，尤其在現(xiàn)貨市場中較高比例中長期合約差價金融結(jié)算的情況，面臨更大的交易經(jīng)濟(jì)風(fēng)險。
儲能參與現(xiàn)貨市場
在山西電力市場V13.0版規(guī)則中，獨(dú)立儲能電站可按月自主選擇“報量報價”或“報量不報價”方式參與現(xiàn)貨市場?！皥罅繄髢r”方式下，電站在日前自主申報充電與放電狀態(tài)的量價曲線（3～10段），參與現(xiàn)貨市場出清；“報量不報價”方式下，電站在日前自主申報次日96點(diǎn)（每15分鐘）充放電曲線，作為市場出清的邊界條件，是現(xiàn)貨市場價格的接受者。
采取“報量不報價”方式在試運(yùn)行中發(fā)現(xiàn)以下問題：一是由于儲能電站日內(nèi)要按日前申報充放電曲線運(yùn)行，使電站失去了參與實(shí)時市場的機(jī)會，反之也使實(shí)時市場優(yōu)化配置資源的范圍受限。二是由于新能源及負(fù)荷日前預(yù)測與實(shí)際之間的偏差，或電站自身預(yù)測不準(zhǔn)、或儲能電站之間的博弈，造成儲能電站申報的96點(diǎn)（每15分鐘）充放電曲線與系統(tǒng)日內(nèi)實(shí)際調(diào)峰需求不匹配的情況。這種不匹配一方面導(dǎo)致調(diào)節(jié)資源的浪費(fèi)，另一方面使電站收益面臨較大風(fēng)險，甚至出現(xiàn)一些充電時段現(xiàn)貨價格高于放電時段的情況。三是不能反映儲能電站的運(yùn)行成本。作為價格接受者，即使充電時段現(xiàn)貨價格低于放電時段，價差也不一定能覆蓋電站充放電損耗和運(yùn)行維護(hù)的邊際成本。四是“報量不報價”容量較大時，會影響現(xiàn)貨市場分時價格走勢，并且大容量儲能具備潛在的行使市場力的能力。由于現(xiàn)貨市場中火電申報的量價曲線的末段通常存在斜率陡增部分，較大容量儲能電站申報的充放電功率和時段發(fā)生變化時，將顯著影響日前與實(shí)時現(xiàn)貨市場價格，可能造成部分時段價格劇烈波動，或價格變化趨勢與系統(tǒng)調(diào)峰需求不符。
“報量報價”模式下，儲能電站能夠基于自身成本進(jìn)行報價，并參與市場價格出清，理論上可以達(dá)到個體與整體的經(jīng)濟(jì)最優(yōu)。由于儲能電站存在儲能小時數(shù)、荷電狀態(tài)等物理條件的限制，“報量報價”模式對現(xiàn)貨市場安全約束機(jī)組組合和安全約束經(jīng)濟(jì)調(diào)度的算法要求較高，實(shí)現(xiàn)多個儲能電站的優(yōu)化出清存在一定技術(shù)難度。自2023年10月1日起，山西在國內(nèi)率先開啟獨(dú)立儲能“報量報價”參與現(xiàn)貨市場，在試運(yùn)行中發(fā)現(xiàn)以下問題：因機(jī)組組合算法中獨(dú)立儲能電站的充電、放電均存在“開機(jī)”或“停機(jī)”判斷，且機(jī)組組合結(jié)果要物理執(zhí)行，在電站申報的放電價格較高時，會造成機(jī)組組合階段的優(yōu)化結(jié)果將其放電“停機(jī)”，電站當(dāng)日僅有充電安排而無放電安排的情況。
結(jié)算方面，根據(jù)山西V13.0版規(guī)則，獨(dú)立儲能電站放電電量按現(xiàn)貨市場節(jié)點(diǎn)電價結(jié)算，與發(fā)電側(cè)市場主體一致；充電量按用戶側(cè)統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價結(jié)算，與用電側(cè)市場主體一致。在存在網(wǎng)絡(luò)阻塞、新能源大發(fā)時因送出受阻會導(dǎo)致棄電的區(qū)域，儲能電站可在棄電時段充電、非棄電時段放電，從而提升新能源利用率、緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞，但若充電量仍按用戶側(cè)統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價結(jié)算，將抬升電站充電成本，不利于鼓勵在此類區(qū)域建設(shè)儲能電站。
儲能參與調(diào)頻等輔助服務(wù)市場
電化學(xué)儲能電站優(yōu)異的出力調(diào)節(jié)性能使其在參與調(diào)頻輔助服務(wù)方面具有明顯優(yōu)勢。2017年，山西已啟動二次調(diào)頻輔助服務(wù)市場，近年來投運(yùn)了10余項“火電+電化學(xué)儲能”聯(lián)合二次調(diào)頻項目，各項目儲能容量大都在1萬千瓦以下，儲能小時數(shù)均為半小時，運(yùn)行中配儲與火電機(jī)組視為一體進(jìn)行調(diào)用。配儲后，相關(guān)火電機(jī)組日均調(diào)頻性能參數(shù)值提升3倍以上，調(diào)頻收益大幅提升。目前，山西正在探索獨(dú)立儲能電站參與二次調(diào)頻市場的可行路線，重點(diǎn)研究調(diào)頻控制模式的優(yōu)化及市場規(guī)則的完善，促進(jìn)市場更為公平、公正地對待技術(shù)特性不同的參與主體。在一次調(diào)頻方面，2022年，山西已印發(fā)全國首個電力一次調(diào)頻市場交易實(shí)施細(xì)則，將獨(dú)立儲能納入?yún)⑴c主體范圍，擬于近期啟動一次調(diào)頻市場結(jié)算試運(yùn)行。此外，各省市也在積極探索建立獨(dú)立儲能可參與的爬坡、備用等輔助服務(wù)市場。
新能源配儲與獨(dú)立儲能容量租賃
新能源場站配建儲能存在參與市場和調(diào)用受到制約的問題。近年來，隨著國家和各省區(qū)對新能源項目配置調(diào)節(jié)資源提出要求，新能源配儲場站快速增長，但由于大多數(shù)新能源項目為平價項目，按照國家相關(guān)規(guī)定不參與市場交易，發(fā)電量全部按燃煤基準(zhǔn)價結(jié)算，而且配套的電化學(xué)儲能通常無獨(dú)立計量結(jié)算點(diǎn)、無獨(dú)立AGC等控制系統(tǒng)，導(dǎo)致配儲無法隨同場站一同參與電力市場，也無法獨(dú)立參與市場，僅可用于在棄電時段減少場站棄電，影響了配儲的調(diào)度運(yùn)用和其調(diào)節(jié)作用的發(fā)揮。國家雖已明確配儲可在滿足相關(guān)技術(shù)條件后轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲能，但一方面新能源場站配儲容量一般較小，為其配置AGC等相關(guān)控制和安全自動系統(tǒng)的單位容量成本較高；另一方面，配儲如何轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲能尚缺乏具體政策、實(shí)施辦法的指導(dǎo)。
多個省區(qū)已允許新能源項目通過租賃獨(dú)立儲能電站部分容量滿足配置調(diào)節(jié)資源的要求，但目前對租賃模式下獨(dú)立儲能電站被租賃部分容量的調(diào)用機(jī)制存在一些誤區(qū)。例如，有意見認(rèn)為租賃部分儲能容量應(yīng)由新能源場站自主調(diào)用，實(shí)際上這是不可行且不經(jīng)濟(jì)的，一是因為獨(dú)立儲能電站并不能為部分容量拆分出計量、控制和安全自動等系統(tǒng)；二是由于系統(tǒng)調(diào)度中心對電網(wǎng)運(yùn)行信息掌握得較為全面，能夠統(tǒng)籌優(yōu)化配置調(diào)節(jié)資源，儲能電站集中調(diào)用所能發(fā)揮的效益顯著優(yōu)于新能源電站僅根據(jù)自身需求調(diào)用的結(jié)果。
電化學(xué)儲能參與市場和調(diào)度運(yùn)用建議
電化學(xué)儲能容量電價機(jī)制建議
國家發(fā)改委、國家能源局已要求建立煤電容量電價機(jī)制，并提出電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運(yùn)行地區(qū)可參考建立發(fā)電側(cè)容量電價機(jī)制。電化學(xué)儲能電站應(yīng)納入廣義的發(fā)電側(cè)范圍，可與常規(guī)電源一同獲得容量電費(fèi)。當(dāng)然，電力現(xiàn)貨環(huán)境下的發(fā)電側(cè)容量電價機(jī)制不應(yīng)僅根據(jù)電源或儲能的容量大小支付容量電費(fèi)，也不應(yīng)像抽蓄電站一樣主要根據(jù)成本核定容量電價，其原因為：一是電化學(xué)儲能、抽蓄等儲能類電站在系統(tǒng)中能夠發(fā)揮的調(diào)節(jié)作用，與容量大小和儲能小時數(shù)均緊密相關(guān)，且儲能小時數(shù)與建設(shè)成本也密切關(guān)聯(lián)，故容量電價機(jī)制不應(yīng)忽視電站的儲能小時數(shù)。核定容量電價應(yīng)考慮電站所在平衡區(qū)峰谷時段的時長等特征，與儲能小時數(shù)建立正相關(guān)關(guān)系。例如，儲能小時數(shù)2小時以內(nèi)，容量電費(fèi)按小時數(shù)正比例支付；2～4小時部分，按前2小時標(biāo)準(zhǔn)的75%支付；4～6小時部分，按前2小時標(biāo)準(zhǔn)的50%支付；6小時及以上按同等容量煤電支付。二是容量電費(fèi)應(yīng)反映電站實(shí)際發(fā)揮調(diào)節(jié)作用的情況和運(yùn)維水平。例如，容量電費(fèi)支付水平可與電站在每個完整年度中10個系統(tǒng)凈負(fù)荷最大日和10個新能源消納最困難日的平均可用容量與電站裝機(jī)容量之比關(guān)聯(lián)，并與按額定容量計算的全年電站可用率關(guān)聯(lián)（兩者可加權(quán)計算）。三是不同技術(shù)類型儲能的發(fā)展成熟度存在差異。抽蓄技術(shù)成熟、單位成本相比新型儲能較低且成本較穩(wěn)定，故采取了政府核定容量電價的方式，且主邏輯為按成本核定。各類新型儲能技術(shù)成熟度相對低一些，成本變化大且運(yùn)行壽命等尚未經(jīng)過長期運(yùn)行檢驗。因而，新型儲能獲得容量電費(fèi)應(yīng)主要根據(jù)其實(shí)際調(diào)節(jié)表現(xiàn)，在電力市場中按照商品同質(zhì)同價、貢收匹配的邏輯確定，而非按成本確定，讓不同技術(shù)類型的調(diào)節(jié)資源同臺競爭、優(yōu)勝劣汰。
電化學(xué)儲能參與市場和調(diào)度運(yùn)用建議
參與中長期市場方面，在新能源占比高、凈負(fù)荷峰谷時段變化較大的省區(qū)，建議電化學(xué)儲能電站暫不參與中長期交易。
參與現(xiàn)貨市場方面，在系統(tǒng)凈負(fù)荷峰谷時段比較穩(wěn)定且獨(dú)立儲能裝機(jī)容量尚不大的省區(qū)，可采用“報量不報價”的方式起步，其他省區(qū)儲能電站應(yīng)主要采用“報量報價”方式參與現(xiàn)貨市場，或起步階段允許“報量不報價”，但對“報量不報價”總?cè)萘窟M(jìn)行限制（例如不超過30萬千瓦），以防止電站行使市場力或造成部分時段現(xiàn)貨市場價格出現(xiàn)不合理波動。考慮到電化學(xué)儲能電站實(shí)際運(yùn)行中并不存在“開機(jī)”“停機(jī)”，而是一直在并網(wǎng)狀態(tài)，因此，除停電檢修時段外，應(yīng)設(shè)置電化學(xué)儲能電站全天為“開機(jī)”狀態(tài)，作為機(jī)組組合計算的邊界條件。結(jié)算方面，應(yīng)研究儲能電站充電、放電均按現(xiàn)貨節(jié)點(diǎn)電價結(jié)算的可行性，以激勵在新能源送出時段性受阻區(qū)域的儲能建設(shè)，減少網(wǎng)絡(luò)受阻、新能源棄電。
參與輔助服務(wù)市場方面，應(yīng)積極探索建立電化學(xué)儲能電站可參與的一次調(diào)頻、二次調(diào)頻、爬坡、備用等輔助服務(wù)市場，豐富輔助服務(wù)交易品類，發(fā)揮電化學(xué)儲能調(diào)節(jié)速率快的性能優(yōu)勢。但需注意各輔助服務(wù)品類的交易規(guī)則對待不同技術(shù)特性的參與主體時，應(yīng)秉持技術(shù)中立、服務(wù)同質(zhì)同價的原則，做到貢獻(xiàn)與收益相匹配；在市場規(guī)模與費(fèi)用分?jǐn)偡矫妫瑧?yīng)考慮源網(wǎng)荷儲的發(fā)展實(shí)際及費(fèi)用分?jǐn)傊黧w的承受力，對各類交易品種研究確定合理的需求范圍，對輔助服務(wù)市場的總費(fèi)用設(shè)定上限，同時按照“誰受益、誰分?jǐn)偂钡脑瓌t開展費(fèi)用分?jǐn)?，逐步做到個體分?jǐn)偙壤c受益程度關(guān)聯(lián)的精細(xì)化安排。
調(diào)度運(yùn)用方面，電化學(xué)儲能電站應(yīng)由系統(tǒng)調(diào)度中心統(tǒng)一集中調(diào)度，常態(tài)下參與現(xiàn)貨與輔助服務(wù)市場，按規(guī)則調(diào)度運(yùn)用。當(dāng)電力系統(tǒng)出現(xiàn)故障或異常時，以及電力供應(yīng)緊缺或新能源消納困難時，系統(tǒng)調(diào)度中心須能夠?qū)Ω鱾€在運(yùn)儲能電站進(jìn)行應(yīng)急調(diào)用，保障系統(tǒng)的安全、經(jīng)濟(jì)、綠色運(yùn)行。
新能源場站配儲和獨(dú)立儲能容量租賃建議
應(yīng)鼓勵新能源場站以租賃獨(dú)立儲能部分容量的方式落實(shí)配置調(diào)節(jié)資源的要求，為便于交易，可以建設(shè)平衡區(qū)內(nèi)的儲能容量租賃市場。集中投資建設(shè)相比各場站分散建設(shè)，可降低儲能單位容量投資成本，同時還可提升調(diào)用和運(yùn)維效率。新能源電站租賃儲能容量可以僅是為滿足配置要求而不分享任何儲能運(yùn)行收益，也可以按租賃比例分享儲能參與電力市場的收益，但租賃方式不能改變獨(dú)立儲能的調(diào)度運(yùn)用模式，獨(dú)立儲能應(yīng)由系統(tǒng)調(diào)度中心集中優(yōu)化調(diào)用。對新能源場站內(nèi)已建設(shè)或在建的儲能，建議主管部門盡快明確轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲能的技術(shù)條件和辦理流程，從而使其可自由參與市場交易；或盡快推動平價新能源全部參與電力市場。
作者：
國網(wǎng)山西省電力公司 王小昂 張 超
國電南瑞科技股份有限公司南瑞研究院 張亦弛
