電力市場改革進程中儲能的適應(yīng)性與經(jīng)濟性

通過電力市場獲益是儲能1商業(yè)化應(yīng)用的基本趨勢。國家發(fā)展改革委2017年發(fā)布的《關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》明確了“市場主導(dǎo)、改革推進”的發(fā)展原則，并提出加快電力市場建設(shè)，鼓勵儲能直接參與市場交易，通過市場機制實現(xiàn)盈利。當前我國正處于電力市場改革進程中，市場機制、價格機制、管理機制等尚不完善，儲能如何在這一特殊時期的電力市場中盈利成為儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的關(guān)鍵。目前儲能在調(diào)峰、調(diào)頻、新能源消納、需求側(cè)響應(yīng)等多個領(lǐng)域得到應(yīng)用，相關(guān)市場也在不斷建立和完善。儲能與新能源發(fā)展、電力市場改革、電價改革等各方因素密切相關(guān)，任何相關(guān)領(lǐng)域政策的推陳出新都將或多或少波及儲能，本文重點分析當前電力市場規(guī)則和政策環(huán)境下儲能的適應(yīng)性與經(jīng)濟性，并提出相關(guān)建議。

本文作者：時智勇(國網(wǎng)能源研究院有限公司高級研究員)

當前我國正處于計劃向市場改革過渡期與傳統(tǒng)化石能源向清潔能源轉(zhuǎn)型過渡期的“雙期疊加”階段，電力市場建設(shè)呈現(xiàn)出一定的時期特色。目前，我國已經(jīng)形成年度、月度、日前、日內(nèi)、實時等多時間尺度的市場類型，涵蓋了優(yōu)先發(fā)購電、中長期電量交易、合同電量轉(zhuǎn)讓、輔助服務(wù)、現(xiàn)貨市場試點等多類型交易品種，其中儲能作為市場主體主要參與了以下幾類市場。

儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場

調(diào)峰輔助服務(wù)市場是我國特有的市場品種，是一種電能量市場，在國外歸為平衡市場或現(xiàn)貨市場。我國調(diào)峰輔助服務(wù)市場以消納新能源為目標，主要目的是為了調(diào)動火電機組壓降出力為新能源騰出發(fā)電空間，僅進行向下調(diào)峰補償。目前，我國已有十多個地區(qū)(省、市)出臺了調(diào)峰輔助服務(wù)市場運營規(guī)則，除山東省外均允許儲能以獨立主體身份參與市場。與火電機組日前競價參與調(diào)峰市場不同，儲能主要與新能源通過雙邊交易或內(nèi)部協(xié)商的方式開展交易。電源側(cè)、用戶側(cè)儲能在調(diào)峰輔助服務(wù)市場中難以盈利。電源側(cè)儲能調(diào)峰以協(xié)商方式確定價格，富余儲能容量可在電網(wǎng)需要時由電網(wǎng)調(diào)用，并給予固定價格補償。《東北電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則》要求發(fā)電側(cè)配置儲能由儲能投資方與風電場、光伏電站協(xié)商確定補償費用;《青海電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則(試行)》的通知提出在新能源棄電時對未能達成交易的儲能進行調(diào)用，價格暫定0.7元/千瓦時。隨著補貼退坡、平價上網(wǎng)日趨臨近，儲能0.6~0.7元/千瓦時的置換成本不具有經(jīng)濟性，同時考慮已有調(diào)峰輔助服務(wù)市場給予電化學(xué)儲能的調(diào)峰價格普遍不高，實際利用小時數(shù)偏低，隨著棄風棄光逐步得到改善，采用該模式難以獨立支撐儲能商業(yè)化運行。用戶側(cè)儲能與新能源發(fā)電企業(yè)以雙邊交易的形式開展調(diào)峰，交易價格限制在0.1~0.2元/千瓦時之間。用戶側(cè)儲能參與市場首先具備1萬千瓦、4萬千瓦時以上的容量要求，其次接入調(diào)度、交易系統(tǒng)的成本較高，在補償方面與火電機組深度調(diào)峰0.4~1元/千瓦時的價格相比，電化學(xué)儲能調(diào)峰缺乏競爭力。電網(wǎng)側(cè)儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場的相關(guān)規(guī)則尚不明確。目前，電網(wǎng)側(cè)儲能參與調(diào)峰的相關(guān)規(guī)則尚未出臺或稱另行制定。大連液流電池儲能調(diào)峰電站、甘肅網(wǎng)域大規(guī)模儲能電站作為國家示范項目將在調(diào)峰方面進行探索，其中，大連項目將參考抽水蓄能執(zhí)行兩部制電價，甘肅項目還在積極爭取政策支持。除補償價格外，利用小時數(shù)也直接決定儲能能否盈利，調(diào)峰通常是季節(jié)性的，利用小時數(shù)難以得到有效保障，這為儲能帶來收益上的風險。電網(wǎng)側(cè)儲能調(diào)峰補償收益與充放電套利存在價值重疊，儲能低充高放是一種套利兼調(diào)峰的行為，這也是調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場不宜同時存在的原因。調(diào)峰輔助服務(wù)是電力市場改革過渡期的中間品種，隨著我國現(xiàn)貨市場的推進，最終將被現(xiàn)貨取代。未來一段時間調(diào)峰輔助服務(wù)市場仍作為服務(wù)新能源消納和緩解供暖地區(qū)火電機組“以熱定電”矛盾的特殊手段，儲能能否在調(diào)峰市場上盈利將由價格和利用小時數(shù)共同決定。

儲能參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場

儲能參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場主要包括儲能聯(lián)合火電機組調(diào)頻以及獨立儲能電站調(diào)頻。儲能聯(lián)合火電機組調(diào)頻是我國現(xiàn)行輔助服務(wù)考核機制下的特有形式，市場容量有限。目前山西、福建、廣東三省出臺的調(diào)頻輔助服務(wù)市場運營規(guī)則允許儲能聯(lián)合火電機組參與調(diào)頻。準入容量方面，福建要求儲能電站容量不少于10兆瓦;廣東要求儲能電站容量需在2兆瓦/0.5小時及以上;山西要求儲能應(yīng)達到機組額定容量3%或9兆瓦及以上，持續(xù)充放電時間達到15分鐘以上。報價標的方面，以發(fā)電單元的調(diào)頻里程為交易標的，日前報價、日內(nèi)集中統(tǒng)一出清。補償方式方面，為體現(xiàn)發(fā)電單元的性能差異，將調(diào)節(jié)性能指標(調(diào)節(jié)速率、響應(yīng)時間、調(diào)節(jié)精度三者乘積)作為報價排序和補償?shù)南禂?shù)，按“效果付費”。儲能憑借快速的響應(yīng)特性和良好的調(diào)節(jié)精度，彌補了火電機組跟蹤調(diào)頻指令響應(yīng)慢、精度低的缺點，大大提高了機組調(diào)頻性能，從而直接提升機組被調(diào)用機率和補償費用。以某省一臺30萬火電機組聯(lián)合儲能調(diào)頻進行測算，每天調(diào)節(jié)里程大概為1吉瓦，年AGC投運250天，儲能充放電的成本和收益基本抵消，不再計入效益分析。儲能設(shè)施投資3000萬元，當里程出清價格為15元/兆瓦，一天有7.5萬元的收益，年調(diào)頻收入為1875萬元，兩年的時間即可收回成本，內(nèi)部收益率達到了49.7%，當出清價為7.12元/兆瓦，該項目內(nèi)部收益率為8%，出清價低于5.8元/兆瓦，項目虧損。為合理引導(dǎo)投資方向，山西調(diào)頻輔助服務(wù)市場將最初15元/兆瓦的報價上限下調(diào)到了5~10元/兆瓦;福建調(diào)頻里程申報價格只設(shè)定上限，為8元/兆瓦;廣東調(diào)頻市場里程價格上、下限為15元/兆瓦、6元/兆瓦，良好的收益預(yù)期吸引了20余家發(fā)電廠的廣泛參與。對于調(diào)節(jié)性能差、分攤費用多的機組，通過配置儲能可較好地提高機組調(diào)頻性能，并在調(diào)頻輔助服務(wù)市場中獲取收益，大部分調(diào)節(jié)性能較好的機組沒有配置儲能的需求。同時，調(diào)頻市場的容量有限且基本固定，若越來越多的機組配置儲能，雖然優(yōu)化了系統(tǒng)的頻率，降低火電機組頻繁調(diào)節(jié)帶來的損失，但從調(diào)頻市場來看，最終的結(jié)果是利益的再分配。當前我國獨立儲能電站參與調(diào)頻尚不具備條件，也無迫切需求。山西、福建允許儲能電站作為獨立主體參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場，但目前尚未有實際案例。一方面，當前我國電力市場機制以及系統(tǒng)配置尚不具備條件。為適應(yīng)不同調(diào)頻需求并體現(xiàn)不同調(diào)頻資源的價值，一般將調(diào)頻市場分為快速調(diào)頻以及其他常規(guī)調(diào)頻市場，快速調(diào)頻資源內(nèi)部競爭并獨立出清?？焖僬{(diào)頻市場在調(diào)度運行、市場交易方面配合一整套快速優(yōu)化、出清結(jié)算的信息系統(tǒng)。當前我國電力市場機制以及調(diào)度、交易系統(tǒng)配置尚不具備條件。另一方面，我國電力系統(tǒng)對快速調(diào)頻資源的需求不迫切。調(diào)頻需求由負荷波動以及新能源滲透率相關(guān)，快速調(diào)頻主要適用于一次調(diào)頻或二次調(diào)頻的高頻分量調(diào)節(jié)，我國新能源裝機雖然在總量上位居全球第一，但占總裝機容量比例還較低，傳統(tǒng)機組調(diào)頻可滿足基本需求，同時我國已形成了世界上規(guī)模最大的同步電網(wǎng)，各系統(tǒng)之間互濟能力顯著增強，大大提高了頻率穩(wěn)定性。我國調(diào)頻輔助服務(wù)市場規(guī)則以火電、水電為主要設(shè)計對象，獨立儲能電站雖然在響應(yīng)速度和調(diào)節(jié)精度上具有顯著優(yōu)勢，但跟蹤AGC指令時需要具備持續(xù)的輸出能力。若沒有火電機組在后期能量上的支撐，獨立儲能電站調(diào)頻需要配置較大功率和容量的電池，成本快速上升。在相同的補償機制下，與儲能聯(lián)合火電機組調(diào)頻相比，獨立儲能電站調(diào)頻經(jīng)濟性較差。

儲能參與電量市場

電量市場是電力市場的主要組成部分，2019年6月，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于全面放開經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃的通知》，量價放開正在加速推進，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，還原能源商品屬性，在市場中發(fā)現(xiàn)價格。價格由供需決定，能夠在瞬息萬變的市場中快速響應(yīng)并付諸行動，儲能無論從響應(yīng)速度還是能量時移方面均有著其他電源無可比擬的優(yōu)勢。

國家尚未出臺儲能參與電量市場的相關(guān)政策。目前，儲能電站通過市場機制進行購銷價差盈利無政策依據(jù)，這里的購銷價差模式是指儲能通過購買新能源棄電量、低價煤電、低谷電，然后向用戶或者電網(wǎng)出售。一類是向電網(wǎng)出售。目前儲能作為電源或負荷的身份未明確，國家尚未出臺儲能并入公網(wǎng)的上網(wǎng)電價政策，可按當?shù)厝济簶藯U電價收購，購銷差價甚微，甚至出現(xiàn)購銷價格倒置，不具有經(jīng)濟性。另一類是向用戶出售，此模式同樣沒有政策支撐。與客戶側(cè)儲能利用峰谷電價差套利不同，獨立儲能電站向用戶售電需要支付電網(wǎng)公司過網(wǎng)費，在相同利用小時數(shù)下，經(jīng)濟性要小于客戶側(cè)儲能。目前我國部分大工業(yè)用戶以市場化電價結(jié)算，絕大部分電力用戶執(zhí)行目錄電價，電網(wǎng)側(cè)儲能在用電高峰時段放電雖然起到了緩解供電壓力的作用，但在收益方面僅僅是電量市場內(nèi)部利益的轉(zhuǎn)移，也規(guī)避了承擔交叉補貼的責任，并非政策鼓勵方向。但在增量配電試點項目中，增量配電業(yè)主在其經(jīng)營區(qū)域內(nèi)投資建設(shè)儲能，并通過充放電價差獲取收益是可行的，這類似于客戶側(cè)儲能。業(yè)界對儲能參與現(xiàn)貨市場充滿期待，未來可期，道路荊棘?，F(xiàn)貨市場在經(jīng)濟學(xué)上是指買賣交易即刻生效的市場，是針對期貨市場而言。電力市場中，只有實時市場嚴格滿足現(xiàn)貨市場的定義。結(jié)合電力交易即發(fā)即用的特點，在討論電力現(xiàn)貨市場時常把時間尺度擴大到實時交易的日內(nèi)甚至一日前。現(xiàn)貨市場可分為“分散式”和“集中式”兩類。“分散式”采用“中長期實物合同+現(xiàn)貨偏差調(diào)整”，其中中長期交易采用物理雙邊合約，剩余部分電量參與現(xiàn)貨交易，代表地區(qū)是北歐;“集中式”采用“中長期差價合約+現(xiàn)貨全電量”，其中中長期交易采用雙邊差價合約，發(fā)電企業(yè)全部電量均參與現(xiàn)貨交易，代表地區(qū)是美國PJM。北歐地區(qū)電源調(diào)節(jié)能力強、電網(wǎng)幾乎沒有阻塞，日前市場電量占比超過80%，我國試點地區(qū)更接近美國，基本采用了“集中式”的現(xiàn)貨市場模式，此模式下無論是中長期交易雙邊差價合約還是政府授權(quán)差價合約，其目的是為了防范市場風險，防止現(xiàn)貨市場價格大幅波動?，F(xiàn)貨試點省份建設(shè)初期尚未將儲能納入市場主體，隨著現(xiàn)貨市場的成熟運行，電力電量的商品屬性逐步體現(xiàn)，儲能進入市場是順其自然的結(jié)果?，F(xiàn)貨市場的重要價值在于發(fā)現(xiàn)價格，儲能可根據(jù)價格信號靈活充放電獲取收益，但是否盈利則由市場的供需以及儲能自身經(jīng)濟性來決定。一方面，絕大部分電量通過中長期交易規(guī)避了市場風險也穩(wěn)定了市場基本價格，長期大范圍價格波動發(fā)生概率不大，另一方面若市場價格波動較大，必然帶動更多的儲能以及其他靈活性資源參與市場，最終實現(xiàn)供需動態(tài)平衡?，F(xiàn)貨市場將是儲能未來的主戰(zhàn)場，但現(xiàn)貨市場的建設(shè)涉及方方面面，非一日之功。

其他市場

客戶側(cè)儲能作為可變動負荷參與需求側(cè)響應(yīng)。應(yīng)對電源結(jié)構(gòu)調(diào)整以及負荷特性的變化，系統(tǒng)需要更加靈活地調(diào)節(jié)資源保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行和可靠供電。2017年《電力需求側(cè)管理辦法(修訂版)》發(fā)布，提出積極發(fā)展儲能和電能替代等關(guān)鍵技術(shù)，促進供應(yīng)側(cè)與用戶側(cè)大規(guī)模友好互動。隨后，江蘇、山東等多個省市出臺或修改需求響應(yīng)規(guī)則，允許儲能設(shè)施參與需求響應(yīng)，同時根據(jù)調(diào)用和響應(yīng)情況制定分級補償標準。有償調(diào)壓、容量備用、黑啟動尚未形成市場化運營規(guī)則。部分儲能作為容量備用得到一定補償，但僅通過容量備用其收益難以覆蓋全部成本。儲能僅通過一種市場盈利難以保障固定的利用率，而儲能具有多重價值的技術(shù)特點應(yīng)該賦予其在多種市場中的主體身份，以目前市場的開放程度尚不能支撐獨立儲能電站商業(yè)化運營。

總結(jié)與建議

電力市場過渡期，儲能可參與的市場類型有限。主要包括以消納新能源為主要目標的調(diào)峰輔助服務(wù)市場、調(diào)頻輔助服務(wù)市場以及需求側(cè)響應(yīng)，儲能參與其他細分市場特別是電量市場的身份還未得到允許。價格機制尚不完善，儲能充放電價格機制缺失。此階段上網(wǎng)側(cè)標桿電價與市場競價共存、用電側(cè)目錄電價與市場交易電價共存，儲能扮演電源與用戶雙重角色，在現(xiàn)貨市場運行之前，明確儲能充放電價格機制非常必要。儲能與其他市場主體同臺競爭的公平性尚未得到保證。儲能仍然被視為非常規(guī)的電力設(shè)施，在調(diào)峰、電量直接交易等方面與傳統(tǒng)火電機組存在差異，同價不同功，同質(zhì)不同價。電力市場改革過渡期，應(yīng)允許在需求迫切的場景下給予儲能設(shè)施一定的政策支持，以此在商業(yè)模式、技術(shù)路線方面進行探索和創(chuàng)新，同時保持一定的投資強度，促進儲能產(chǎn)業(yè)的持續(xù)健康發(fā)展。給予儲能公平參與多個細分市場的主體身份，充分發(fā)揮儲能的多重功能以提高自身利用效率，配套建立儲能多重價值的補償機制。隨著新能源大規(guī)模并網(wǎng)以及傳統(tǒng)電源被替代所帶來的系統(tǒng)調(diào)節(jié)問題，根據(jù)系統(tǒng)需要適時建立快速調(diào)頻、備用、容量等市場，充分發(fā)揮儲能在響應(yīng)速度和能量時移方面的重要價值。

1本文所指的儲能主要為電化學(xué)儲能。

原文首發(fā)于《電力決策與輿情參考》2019年10月25日第39、40期