新型儲能是支撐新型電力系統(tǒng)的重要技術和基礎裝備?！?030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（下文簡稱“儲能電站”）主要是指功率等級較大、綜合性能優(yōu)越的非抽水蓄能儲能電站，對推動能源轉型、保障能源安全具有重要作用。

　　如何推動儲能電站商業(yè)化應用是近年來國內外共同探索的問題?！秶野l(fā)展改革委 國家能源局關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》對完善政策機制、營造健康市場環(huán)境提出具體要求。儲能電站如何參與電力市場并盈利成為其商業(yè)化應用的關鍵。

　　儲能電站參與電力市場有哪些模式

　　參與電力市場是國外常見的儲能商業(yè)模式。電力市場較為發(fā)達的國家通過立法確定儲能電站的獨立市場主體地位，允許儲能電站公平參與各類細分市場，完善市場機制并制訂體現(xiàn)各類資源價值的按效果付費補償機制，為儲能電站與其他資源公平同臺競價提供制度保障。

　　儲能電站參與電力市場的類型主要包括電量市場、輔助服務市場和容量市場，發(fā)揮儲能綜合價值，實現(xiàn)多重收入。美國能源信息署（EIA）報告顯示，到2020年年底，美國公用事業(yè)規(guī)模（容量大于0.1萬千瓦）的儲能系統(tǒng)中，用于頻率響應的容量占總容量的59%，用于爬坡或備轉容量的占比39%，參與電力現(xiàn)貨市場的容量占比37%。

　　容量電費模式參考抽水蓄能電站實行兩部制電價，對儲能電站容量進行補償。目前，我國大部分抽水蓄能電站實行兩部制電價，容量電價用來補償電站運營成本，電量電價用來補償抽發(fā)損耗（抽4千瓦時電可發(fā)3千瓦時電），容量電費和抽發(fā)損耗納入當?shù)厥〖夒娋W（或區(qū)域電網）運行費用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價調整因素統(tǒng)籌考慮。為促進儲能產業(yè)發(fā)展，我國在《貫徹落實〈關于促進儲能技術與產業(yè)發(fā)展的指導意見〉2019～2020年行動計劃》中提出“探索建立儲能容量電費機制”，但尚未出臺相關政策。目前，僅有個別的國家儲能示范項目獲得了容量補償。

　　共享模式主要是新能源匯集站內配置的儲能電站通過參與調峰輔助服務市場，為多個新能源場站調峰。為最大限度發(fā)揮儲能電站調峰功能，在一定的市場交易規(guī)則下，儲能電站允許為其他新能源場站調峰，實現(xiàn)資源全網共享。經安全校核后，調度機構根據市場交易的出清結果按序調用。目前，青海、新疆的調峰輔助服務市場運營規(guī)則允許儲能與新能源電站雙邊交易、參與市場競價或者由調度機構直接調用，以實現(xiàn)儲能電站共享。

　　容量租賃/分拆出售模式是由單個或多個社會第三方購買、租賃獨立儲能電站容量，分攤儲能電站投資建設成本。該模式與共享儲能的區(qū)別在于新能源場站業(yè)主等第三方是否有儲能電站固定容量的資產擁有權或專屬使用權。在已規(guī)定新能源需配置儲能的地區(qū)，如果購買或租賃獨立儲能電站與新能源場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(fā)展前景。新能源場站等業(yè)主可購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要求。

　　我國儲能電站參與電力市場交易現(xiàn)狀

　　目前，在現(xiàn)有的電力市場框架和規(guī)則下，儲能電站可參與中長期電量交易，調頻、調峰輔助服務市場交易。中長期交易方面，2020年年初，青海海西格爾木京能新能源與美滿科技儲能電站開展了首筆儲能中長期交易。

　　調峰輔助服務方面，目前全國共20余個省份或地區(qū)出臺了調峰輔助服務市場運營規(guī)則（含試運營），絕大部分省份將儲能納入電力市場。

　　調頻輔助服務方面，目前我國共有6個省份或地區(qū)出臺了調頻輔助服務市場運營規(guī)則。其中，廣東、福建、山西、江蘇允許儲能參與調頻，儲能電站可作為獨立主體或與火電機組聯(lián)合參與調頻輔助服務市場，按調節(jié)效果獲得補償。

　　從實際成效來看，我國儲能電站投資建設成本仍然較高，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)，在市場上難以與其他替代資源競爭。

　　儲能電站應用在以下幾個方面還需加強。發(fā)展規(guī)劃上，我國提出了儲能量化目標，下一步需重點結合電力系統(tǒng)實際需求明確儲能電站的布局，特別是統(tǒng)籌電網、抽水蓄能和各類其他靈活性資源，將儲能電站規(guī)劃納入電網規(guī)劃，引導儲能電站合理布局、有序發(fā)展。市場準入上，儲能電站參與電力現(xiàn)貨交易市場的主體身份、準入條件還有待明確，交易規(guī)則還有待完善。配置儲能已成為部分地區(qū)新能源優(yōu)先開發(fā)的重要條件，新能源配置儲能的應用范圍有待擴展。價格機制上，儲能電站電價政策缺失，目前我國尚未出臺儲能電站相關的充電價格、上網電價、輸配電價政策。在構建新型電力系統(tǒng)過程中，用于保障電力系統(tǒng)安全、電力可靠供應的儲能電站難以從市場獲利。目前，對此類儲能的發(fā)展尚無相關的支持政策。

　　分階段推進儲能電站參與電力市場

　　根據電力市場建設情況，可分階段推進儲能電站參與電力市場。

　　第一階段：當前電力市場環(huán)境下，完善輔助服務市場交易機制，發(fā)揮儲能電站動態(tài)響應技術優(yōu)勢，重點提升儲能電站在輔助服務市場上的競爭力。為適應高比例新能源、高比例電力電子設備接入電力系統(tǒng)的需要，近期發(fā)布的《電力輔助服務管理辦法》將新型儲能納入提供輔助服務的新主體，并新增了轉動慣量、爬坡等輔助服務品種。應在常規(guī)調峰、調頻市場建設基礎上，根據系統(tǒng)運行需要，制訂轉動慣量、爬坡等輔助服務新品種的交易規(guī)則，建立體現(xiàn)資源價值和按效果付費的補償機制，充分發(fā)揮儲能電站響應速度快、布置靈活等技術優(yōu)勢，為調動儲能電站系統(tǒng)調節(jié)能力創(chuàng)造市場條件。

　　第二階段：電力現(xiàn)貨市場初級階段，完善電能量交易規(guī)則，發(fā)揮儲能電站跨時間調節(jié)能力，重點提升其在電力現(xiàn)貨市場上的盈利水平。目前，我國第一批8個電力現(xiàn)貨試點已全部完成試運營，第二批6個試點正在加快建設中。一方面，應完善市場機制，允許儲能電站在內的各類資源公平參與電力現(xiàn)貨市場；另一方面，完善價格機制，明確儲能電站充放電價、輸配電價政策，利用價格信號調動儲能電站參與電網調峰，發(fā)揮新能源邊際成本基本為零的優(yōu)勢，聯(lián)合新能源共同參與電力現(xiàn)貨交易。

　　第三階段：電力現(xiàn)貨市場成熟階段，拓展儲能電站應用新業(yè)態(tài)、新模式，重點是讓儲能電站在多個市場中發(fā)揮多重價值。電力現(xiàn)貨市場成熟運行后將取代調峰輔助服務市場。儲能電站可全面參與電量市場、輔助服務市場和容量市場，提供不同時間尺度的調節(jié)服務。在設計市場機制時，應充分考慮儲能容量價值和電量價值，允許儲能電站參與多個市場、進行分時利用，實現(xiàn)多重價值。應拓展智慧能源、虛擬電廠等包含儲能電站的新業(yè)態(tài)、新模式，實現(xiàn)儲能電站多元化發(fā)展。

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