新型儲能因其良好的調節性能、可靈活配置、建設周期短等優勢，成為構建新型能源體系的重要支撐。2021年7月，國家發改委、國家能源局印發《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕1051號），拉開了我國新型儲能快速發展的序幕，并提出新型儲能裝機到2025年達到3000萬千瓦以上。2022年5月，國家發改委、國家能源局印發《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》（發改辦運行〔2022〕475號），明確新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場，要求以市場化為主優化儲能調度運用。隨之，各省區加快探索新型儲能的調度運用和參與市場機制建設。

根據各省區投產和規劃情況，預計2023年底我國新型儲能裝機規模將達到3000萬千瓦，其中大部分容量為鋰離子電池電化學儲能，提前2年完成“1051號文”目標。目前，山西電網已有4座電化學獨立儲能電站投運，合計容量40萬千瓦/65萬千瓦時，已明確接網方案的獨立儲能項目超過40個，總容量超過900萬千瓦。新型儲能特別是電化學儲能的規模在快速增長，但其調度運用和參與市場機制尚處于探索階段，還未形成較成熟的體系。山西電力現貨市場在國內最早開展連續結算試運行，對電化學儲能調度運用和參與市場機制的研究起步較早，相關探索實踐與思考分析可為其他省區提供借鑒。

（來源：電聯新媒 作者：王小昂 張 超 張亦弛）

儲能的價格形成機制

電化學儲能與抽水蓄能運行特性的異同

抽水蓄能可以視作廣義儲能的一種，電化學儲能是各類新型儲能中發展相對成熟、目前商業應用最多的一類。

在參與電力系統調峰方面，電化學儲能電站與抽水蓄能電站的運行特性較為相似，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到百萬千瓦級別，儲能小時數一般可達到4～6小時；目前，電化學儲能電站容量多在30萬千瓦以下，儲能小時數一般在1～2小時。二是電化學儲能的出力可在負額定容量至正額定容量范圍內調整變化；抽蓄電站通常按單個機組進行調用，且機組抽水時一般只能以額定容量運行，發電時因機組存在振動區，通常只能在50%左右額定容量之間運行。三是抽蓄抽發循環的發電與抽水電量之比一般在75%左右；電化學儲能充放循環的放電與充電量之比通常在85%以上。此外，電化學儲能有自放電現象，鋰離子電池月度自放電率為2%～5%；抽蓄則存在水庫蒸發問題。

在參與調頻方面，電化學儲能電站在正常并網狀態下全天可參與一次調頻和二次調頻；抽蓄機組停機狀態下無法參與一、二次調頻，在開機狀態下可參與一次調頻，機組抽水狀態下因固定為額定功率運行無法參與二次調頻，機組發電狀態下可在非振動區范圍內參與二次調頻。

在電壓調節和支撐、黑啟動等方面，抽蓄機組開機狀態下，無論抽水、發電、調相工況都具有優秀的調壓能力，系統故障擾動時能夠為系統穩定提供電壓支撐，并具有黑啟動能力。目前，商業運營的電化學儲能電站主要是跟網型儲能，其正常運行時有較好的電壓調節性能，但電站近區系統發生大擾動故障時，不能為系統穩定提供電壓支撐；正在試點應用的構網型儲能電站具有類似同步發電機的外部特性，其在系統故障擾動時，能夠快速為系統提供電壓支撐和慣量支撐，改善系統頻率和電壓穩定，并支持孤網運行和黑啟動。

抽蓄電站與電化學儲能電站的價格形成機制

由上述分析可見，電化學儲能電站與抽蓄電站在電力系統中的運行特性雖然有一定差異，但也有不少相似之處，并且都能發揮調峰、調頻、調壓等調節作用。

從建設周期、單位容量成本和電站壽命看，抽蓄電站建設周期及電站壽命相比電化學儲能都長得多，單位容量建設成本一般要顯著低一些。從價格形成機制來看，國家發改委關于《進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發改價格〔2021〕633號）要求，自2023年起，抽蓄電站全部執行“容量+電量”的兩部制電價，并對容量電價的核定機制作了具體規定；同時，要求推動抽蓄電站平等參與中長期、現貨及輔助服務市場，規定在現貨市場運行地區，抽水蓄能電價和上網電價按現貨市場價格結算，但上一監管周期內參與輔助服務和現貨市場收益的80%，在下一監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，加快推動獨立儲能參與中長期和現貨市場，鼓勵參與輔助服務市場，并提出研究建立電網側獨立儲能電站容量電價機制。此外，多個省市政府有關部門出臺的文件中均提出，新能源項目可通過租賃獨立儲能電站部分容量的方式滿足其調節資源配置要求，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，區別主要是：抽蓄電站容量電價核定機制已確定并開始執行，容量電費能夠補償其抽發運行成本外的其他成本及合理收益，電站可獲得參與現貨和輔助服務收益的20%；而新型儲能電站容量電價機制尚未明確且暫只列入了電網側儲能，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電側容量電價機制，獨立儲能可與火電等常規電源一同獲得容量電費。

電化學儲能參與市場和調度運用存在的問題

儲能參與中長期市場

在現貨市場運行的省區，常規電源與用戶簽訂較高比例的中長期合約對穩定市場、防控交易風險發揮了重要作用。“633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、凈負荷峰谷時段較為穩定的省區這是可行的；但在新能源占比高、凈負荷峰谷時段變化較大的省區，抽蓄與新型儲能若參與中長期交易，反而面臨實際運行中抽水（充電）、發電（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，尤其在現貨市場中較高比例中長期合約差價金融結算的情況，面臨更大的交易經濟風險。

儲能參與現貨市場

在山西電力市場V13.0版規則中，獨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的量價曲線（3～10段），參與現貨市場出清；“報量不報價”方式下，電站在日前自主申報次日96點（每15分鐘）充放電曲線，作為市場出清的邊界條件，是現貨市場價格的接受者。

采取“報量不報價”方式在試運行中發現以下問題：一是由于儲能電站日內要按日前申報充放電曲線運行，使電站失去了參與實時市場的機會，反之也使實時市場優化配置資源的范圍受限。二是由于新能源及負荷日前預測與實際之間的偏差，或電站自身預測不準、或儲能電站之間的博弈，造成儲能電站申報的96點（每15分鐘）充放電曲線與系統日內實際調峰需求不匹配的情況。這種不匹配一方面導致調節資源的浪費，另一方面使電站收益面臨較大風險，甚至出現一些充電時段現貨價格高于放電時段的情況。三是不能反映儲能電站的運行成本。作為價格接受者，即使充電時段現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行維護的邊際成本。四是“報量不報價”容量較大時，會影響現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生變化時，將顯著影響日前與實時現貨市場價格，可能造成部分時段價格劇烈波動，或價格變化趨勢與系統調峰需求不符。

“報量報價”模式下，儲能電站能夠基于自身成本進行報價，并參與市場價格出清，理論上可以達到個體與整體的經濟最優。由于儲能電站存在儲能小時數、荷電狀態等物理條件的限制，“報量報價”模式對現貨市場安全約束機組組合和安全約束經濟調度的算法要求較高，實現多個儲能電站的優化出清存在一定技術難度。自2023年10月1日起，山西在國內率先開啟獨立儲能“報量報價”參與現貨市場，在試運行中發現以下問題：因機組組合算法中獨立儲能電站的充電、放電均存在“開機”或“停機”判斷，且機組組合結果要物理執行，在電站申報的放電價格較高時，會造成機組組合階段的優化結果將其放電“停機”，電站當日僅有充電安排而無放電安排的情況。

結算方面，根據山西V13.0版規則，獨立儲能電站放電電量按現貨市場節點電價結算，與發電側市場主體一致；充電量按用戶側統一結算點電價結算，與用電側市場主體一致。在存在網絡阻塞、新能源大發時因送出受阻會導致棄電的區域，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、緩解網絡阻塞，但若充電量仍按用戶側統一結算點電價結算，將抬升電站充電成本，不利于鼓勵在此類區域建設儲能電站。

儲能參與調頻等輔助服務市場

電化學儲能電站優異的出力調節性能使其在參與調頻輔助服務方面具有明顯優勢。2017年，山西已啟動二次調頻輔助服務市場，近年來投運了10余項“火電+電化學儲能”聯合二次調頻項目，各項目儲能容量大都在1萬千瓦以下，儲能小時數均為半小時，運行中配儲與火電機組視為一體進行調用。配儲后，相關火電機組日均調頻性能參數值提升3倍以上，調頻收益大幅提升。目前，山西正在探索獨立儲能電站參與二次調頻市場的可行路線，重點研究調頻控制模式的優化及市場規則的完善，促進市場更為公平、公正地對待技術特性不同的參與主體。在一次調頻方面，2022年，山西已印發全國首個電力一次調頻市場交易實施細則，將獨立儲能納入參與主體范圍，擬于近期啟動一次調頻市場結算試運行。此外，各省市也在積極探索建立獨立儲能可參與的爬坡、備用等輔助服務市場。

新能源配儲與獨立儲能容量租賃

新能源場站配建儲能存在參與市場和調用受到制約的問題。近年來，隨著國家和各省區對新能源項目配置調節資源提出要求，新能源配儲場站快速增長，但由于大多數新能源項目為平價項目，按照國家相關規定不參與市場交易，發電量全部按燃煤基準價結算，而且配套的電化學儲能通常無獨立計量結算點、無獨立AGC等控制系統，導致配儲無法隨同場站一同參與電力市場，也無法獨立參與市場，僅可用于在棄電時段減少場站棄電，影響了配儲的調度運用和其調節作用的發揮。國家雖已明確配儲可在滿足相關技術條件后轉為獨立儲能，但一方面新能源場站配儲容量一般較小，為其配置AGC等相關控制和安全自動系統的單位容量成本較高；另一方面，配儲如何轉為獨立儲能尚缺乏具體政策、實施辦法的指導。

多個省區已允許新能源項目通過租賃獨立儲能電站部分容量滿足配置調節資源的要求，但目前對租賃模式下獨立儲能電站被租賃部分容量的調用機制存在一些誤區。例如，有意見認為租賃部分儲能容量應由新能源場站自主調用，實際上這是不可行且不經濟的，一是因為獨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；二是由于系統調度中心對電網運行信息掌握得較為全面，能夠統籌優化配置調節資源，儲能電站集中調用所能發揮的效益顯著優于新能源電站僅根據自身需求調用的結果。

電化學儲能參與市場和調度運用建議

電化學儲能容量電價機制建議

國家發改委、國家能源局已要求建立煤電容量電價機制，并提出電力現貨市場連續運行地區可參考建立發電側容量電價機制。電化學儲能電站應納入廣義的發電側范圍，可與常規電源一同獲得容量電費。當然，電力現貨環境下的發電側容量電價機制不應僅根據電源或儲能的容量大小支付容量電費，也不應像抽蓄電站一樣主要根據成本核定容量電價，其原因為：一是電化學儲能、抽蓄等儲能類電站在系統中能夠發揮的調節作用，與容量大小和儲能小時數均緊密相關，且儲能小時數與建設成本也密切關聯，故容量電價機制不應忽視電站的儲能小時數。核定容量電價應考慮電站所在平衡區峰谷時段的時長等特征，與儲能小時數建立正相關關系。例如，儲能小時數2小時以內，容量電費按小時數正比例支付；2～4小時部分，按前2小時標準的75%支付；4～6小時部分，按前2小時標準的50%支付；6小時及以上按同等容量煤電支付。二是容量電費應反映電站實際發揮調節作用的情況和運維水平。例如，容量電費支付水平可與電站在每個完整年度中10個系統凈負荷最大日和10個新能源消納最困難日的平均可用容量與電站裝機容量之比關聯，并與按額定容量計算的全年電站可用率關聯（兩者可加權計算）。三是不同技術類型儲能的發展成熟度存在差異。抽蓄技術成熟、單位成本相比新型儲能較低且成本較穩定，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。各類新型儲能技術成熟度相對低一些，成本變化大且運行壽命等尚未經過長期運行檢驗。因而，新型儲能獲得容量電費應主要根據其實際調節表現，在電力市場中按照商品同質同價、貢收匹配的邏輯確定，而非按成本確定，讓不同技術類型的調節資源同臺競爭、優勝劣汰。

電化學儲能參與市場和調度運用建議

參與中長期市場方面，在新能源占比高、凈負荷峰谷時段變化較大的省區，建議電化學儲能電站暫不參與中長期交易。

參與現貨市場方面，在系統凈負荷峰谷時段比較穩定且獨立儲能裝機容量尚不大的省區，可采用“報量不報價”的方式起步，其他省區儲能電站應主要采用“報量報價”方式參與現貨市場，或起步階段允許“報量不報價”，但對“報量不報價”總容量進行限制（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貨市場價格出現不合理波動?？紤]到電化學儲能電站實際運行中并不存在“開機”“停機”，而是一直在并網狀態，因此，除停電檢修時段外，應設置電化學儲能電站全天為“開機”狀態，作為機組組合計算的邊界條件。結算方面，應研究儲能電站充電、放電均按現貨節點電價結算的可行性，以激勵在新能源送出時段性受阻區域的儲能建設，減少網絡受阻、新能源棄電。

參與輔助服務市場方面，應積極探索建立電化學儲能電站可參與的一次調頻、二次調頻、爬坡、備用等輔助服務市場，豐富輔助服務交易品類，發揮電化學儲能調節速率快的性能優勢。但需注意各輔助服務品類的交易規則對待不同技術特性的參與主體時，應秉持技術中立、服務同質同價的原則，做到貢獻與收益相匹配；在市場規模與費用分攤方面，應考慮源網荷儲的發展實際及費用分攤主體的承受力，對各類交易品種研究確定合理的需求范圍，對輔助服務市場的總費用設定上限，同時按照“誰受益、誰分攤”的原則開展費用分攤，逐步做到個體分攤比例與受益程度關聯的精細化安排。

調度運用方面，電化學儲能電站應由系統調度中心統一集中調度，常態下參與現貨與輔助服務市場，按規則調度運用。當電力系統出現故障或異常時，以及電力供應緊缺或新能源消納困難時，系統調度中心須能夠對各個在運儲能電站進行應急調用，保障系統的安全、經濟、綠色運行。

新能源場站配儲和獨立儲能容量租賃建議

應鼓勵新能源場站以租賃獨立儲能部分容量的方式落實配置調節資源的要求，為便于交易，可以建設平衡區內的儲能容量租賃市場。集中投資建設相比各場站分散建設，可降低儲能單位容量投資成本，同時還可提升調用和運維效率。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立儲能的調度運用模式，獨立儲能應由系統調度中心集中優化調用。對新能源場站內已建設或在建的儲能，建議主管部門盡快明確轉為獨立儲能的技術條件和辦理流程，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。