中国储能网讯：9月7—9日，由工业和信息化部节能与综合利用司、国家能源局能源节约和科技装备司、浙江省能源局联合指导，中国化学与物理电源行业协会联合232余家机构共同支持的第十二届中国国际储能大会在杭州洲际酒店召开。本次大会由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会、中国科学院电工研究所储能技术组和中国储能网联合承办。

大会以"共创储能新价值，共建市场新格局"为主题，聚焦新型储能安全持续发展，针对储能产业面临的机遇与挑战等重点、热点、难点问题展开充分探讨，分享可持续政策机制、资本市场、新型储能系统集成技术、供应链体系、商业模式、标准、示范项目应用案例、新产品以及解决方案的普及和深化应用。

来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的913家产业链企业，3317位嘉宾参加了本届大会，其中154家企业展示了储能产品，可谓盛装出席，涵盖系统集成、电芯、PCS、BMS、集装箱、消防、检测认证等新型储能全产业链。

大会组委会邀请中国电力科学研究院电力自动化所电力市场技术研究室副主任、教授级高工郑亚先做《促进储能参与的电力市场机制探索》主题报告。以下为发言主要内容：

郑亚先：很荣幸在这里跟大家一起分享一下关于储能参与电力市场的探索。两年前储能大会我也两讲过一次，那会儿储能无论是从发展还是从热度来讲，跟现在相比还是要弱了很多，特别是从今年开始储能整个热度确实跟之前完全不同了，跟刚才文老师讲到新型电力系统的建设关系是非常大的。

一、市场对储能的需求

市场对储能的需求推动了储能的发展，新型电力系统的建设，有一个统计数据是2030年到2060年，风光发电量，没说功率，发电量分别到42.7%和64.4%，这两个数据也是比较官方统计的数据。

在这样一个高比例新能源的特点下，大家知道新能源的波动性、间歇性的特点，这么高比例的新能源装机，整个电力系统平衡的难度确实比之前要大了非常多，现在业界都在探讨，在这个背景下，新能源要保消纳，左下角红色、黄色的尖峰，新能源发电的尖峰要保消纳，同时也要保供电。现在整个负荷的水平，在夏季高峰，今年出现的缺电，这些场景也在频繁发生。保供电的时候，往往是负荷高峰的时候，很多时候新能源反而顶不上。在这种场景下，保消纳、保供电双重挑战，对于资源的需求和调节的需求是非常高的。通过电力市场建立的价格信号，来激励各类主体主动参与，是破局的关键。

电力市场可以看右下角的图，现在建立的市场有全国性的省间的统一市场，也有各个省的市场。省间市场的行情大家也听说过，在一次能源整体价格都在抬升，各个省电力供应持续偏紧的背景下，从省间市场买电也是很难的。今年华东出现的10块钱买一度电，上海还抢不到，当然跟跨区跨省输电费也有关系，因为它处在末端，市场限价，竞争不过江苏。这种情况下从省间市场交易购电，同时面临价格性风险和供应性风险，很难说通过省间就能完全保障。因为我们国家以省为平衡实体的格局在这里。通过在省内挖掘，把省内的资源潜力充分调动出来，是新型电力系统需求下能够实现破局关键点中的关键点。

从省内资源来看，以前对于这些资源的需求，只是保障它的充裕性，就是我的容量保障够用。刚才说的新能源这么高比例的波动性之后，还需要灵活性，也就是说现在对资源的需求是灵活性和供电充裕性是要兼具的。这个时候对于以储能为代表的还有很多，包括做的灵活性的改造，一些电氢等等，一些可调度负荷，这些都是可以提供灵活性调节需求能力的，这些都应该给它更好的市场价格机制，激励它做出相应的贡献。

这些主体的贡献，或者说能起到的作用和价值是分三类的，无论是发电侧储能还是电网侧储能还是用户侧储能，一类就是能够提供峰谷调节，因为负荷本身也是有峰谷的。我们希望这种价值能够在电能量市场里面给它一个充分的回报，这也是各个省现在建立的日前电能市场，在这里面给它峰谷调节的回报。另外，它还能够提供一些，比如说备用能力的相关价值，这些应该是通过辅助服务市场给它充分的价值回报。除此之外，刚才说到的除了调节需求，还有一个是充裕性的需求，是容量的能力，也就是说这个能量充裕性的能力，储能也一定程度能够提供，虽然量不大，但是聚沙成塔，那么多储能，也有这方面的价值。这一块从市场角度来看能够切分出更好的商品，比如容量市场给它以容量支撑价格的回报。有三个市场来给它回报，它的整个价格信号会更加清晰。当然因为国内现状跟国情的特点，也不一定三个特点都同期都建立起来了，可能是逐步建立，比如容量的回报，没有容量市场，现在通过容量补偿的方式先回收，只是容量补偿的方法确定就比较困难，通过一些测算的方式，不是通过交易和供需确定的。

为了激励这些储能主体发展投资，国家也出了非常多的文件，从出文件的密集度来看，2021年到2022年，没有多久的时间，文件是频繁往外发，这也体现了国家对储能相关的灵活性调节资源的需求，推动了储能要快速地建设和投资。但是想让它长期健康发展，还是需要更好的市场机制，市场是给供需双方一个自主选择的机会，有价格信号，自然会有相应的主体投资，相应的灵活性调节资源。

二、电化学储能的技术经济特性

我们期待建一个更加合理的市场，其实现在已经有，比如省里面的现货市场在运行了，为什么还要谈这个事？我们现在的市场设计，更多的视角还是从传统的煤电或者是火电的视角来考虑的，实际上对于这种新型的灵活性调节资源的特征特性考虑得不是非常充分。

比如以电化学储能为例，实际上它自己有一些特有的特性，比如说荷电状态，不会像火电一样想发多少就发多少，有煤就可以持续运行。储能是电池用完了，放完了，就不可能再发出电力了，这样的约束，就是能量有限性。可充可放、双向调节这个就不用多说了。另外，还有充放深度和充放倍率的问题，这两个实际上是可以安排不同的充放深度。但是30-80%是它相对经济的区间，你让它低于30%，对它的寿命损耗是有比较大的影响的，通过市场的观点来看，对它的成本是比较大的提升，这些特性都要考虑进来。

除了运行特性，对于成本特性，是市场设计的一个最基础的东西。这里举了几个例子，这个数据也是我们同事搜集来的，不一定非常准确，我只是举个例子放在这里。各位如果做灵活性调配资源或者是做储能的主体可能更清楚、更熟悉。这个例子是像锂电池的里程成本，也评估了一下这些成本参与调频市场，还是有一定竞争力的，就算跟煤电相比。左边的度电成本，意味着参与电能量市场，对于电能量市场的峰谷价差有比较高的要求，否则成本收益还是有影响的。

另外从成本来看，左边的图是储能随着充放深度的增加，成本是非线性增长的，这个成本说的是损耗，对电池寿命的损耗折算成成本，这也要求我们在电能市场、调频市场设计的时候要对它进行考虑。因为它的经济区间是30-80%的深度，我在电能市场设计的时候，安排它充放电的时候，就不能让它一直放电，电放到30%就要考虑转换它的状态了。另外，你在调频市场安排的时候，如果说这个储能主体是已经电能状态处于30%的区间，调频指令可能就得给他一个向上的指令，不让他更多地增加功率，而是让它转到充电的功率。这些在调频设计里面就得要有考虑，包括AGC的改造，火电的AGC是按照它的逻辑来的。这是我们市场设计要考虑的。还有放电倍率的问题，你提供的功率，也是随着放电倍率增大非线性增长，这个对于参与调频市场也是比较重要的参数，理论上讲它在一个比较低的功率水平上，来上下调节，提供一个比较小的调节量参与调频市场，是比较经济、比较有竞争力的。这些都是储能特有的运行特性跟成本特性。

我们把储能的静态成本加上充电成本和转化损耗，充电成本是你充电的时候，还是需要从电网里面充进去，这个价格是要付的，这是它的成本。另外是刚才说的损耗，刚才有两个东西影响它的损耗，这样叠加起来才是真正的成本。我这个时候从市场里面回收来的收入要覆盖这个东西，市场设计的时候要考虑这些东西。

三、储能参与市场经验

做完这些综合考虑以后，在市场设计里面应该有更加完善的考虑。从参与经验来看，我们也看了国内外目前的现状，从美国PGM，加州、英国、澳大利亚，基本上都是电能和备用市场都提供了一些回报渠道，并且大部分在容量市场也提供了相应的回报。所以从商品品种的切分来看储能商业回报有多个渠道。

从国内来看，现在山东是储能这块走得比较快的，电能量市场里面峰谷价差也相对比较大，调频市场收益回报据说也还不错。但是电能量市场里面也是以储能自己申报一个固定的曲线参与市场，后面也会提到。比如浙江可能也是初步考虑跟山东类似的方案。另外，调频跟调峰市场一部分要回收相应的辅助服务的回报，容量市场国内都还是没有的。

从这个角度来看，如果说仅仅是按照现状来走，储能比以前收益回报已经进展了很多，但是它依然面临比较多的问题和困境。一个是它作为市场主体的参与准入门槛，这块还有待放开。第二块是它整体来看度电成本偏高，浙江之前一直说想把储能放进来，但是浙江电力现货市场运行的峰谷价较低，仅从电能市场难以获得足额回报，最多是从调频市场获得相应的调频回报。这也是面临的问题。另外，真的往前走，电能和调频备用的市场，涉及发电能力的耦合，整个市场协调运作也是比较困难的。

四，储能独立参与市场的机制建议

我们提了几个建议，第一是应该建立电能、辅助服务和容量的分类回报体系，虽然说可以分步建设，但是从长期规划目标来看，这个市场还是应该分品种、分类型，给不同的主体在不同市场里面提供与贡献价值相匹配的足额回报，这样简单清晰，也容易衡量。

首先是电能市场，刚才提到电能市场都是自计划的方式参与，储能提交计划处理曲线，这种方式不是不行，也可以。但是里面有一个问题，刚才说的30-80%的问题，主体只能自己安排曲线。另外是它的主体对自己考虑第二天峰谷时段和峰谷价差的事，你的曲线能不能安排得跟真的峰谷完全一样。另外是灵活调节资源的需求跟他申报曲线不一定完全贴合起来，整个效率和对储能的利用，还是相对比较弱的。可以考虑把它弄成储能申报自己的价差，充放价差达到一定程度，才中标，这个时候对于储能的优化是由市场运营机构基于它跟发电和其他的负荷一起来优化，安排储能的荷电状态。这个时候应该是对储能的利用更好，同时也能更好充分地体现这些储能主体实际的需求。

第二个是调频市场，浙江和山东等地都建有调频市场，比如浙江参与调频市场的有煤电、燃气，有了调频市场之后，这些主体的调节能力明显有变化，早些都调得很慢，运行后很多主体调节性能明显提升，因为和收入挂钩了。但是目前，这里面调频市场还是各类资源都在一块的，储能进来之后，它的调节性能与煤电相比要高很多，如果都混到一起，对于体现调节能力更好的主体更加充足的回报这一激励力度，其实还是不够充足的。比如PJM等地有两种调节信号，实际上是给调节能力差异较大的主体以分类回报。

这里面是我刚才提到的调频的控制策略，是要有一个考虑的，充分考虑荷电状态，充分考虑调节深度到什么位置了。对于储能，实际上有两种方式，一种是可以让他在不提供基础能量的情况下，就参加调频，上下波动。还有就是既参加电能，也参加调频，以他电能市场的功率为基准来做调频，整个充电深度到30%左右的时候，调频指令往上走，到80%的时候再往回来，这种方式对储能的利用更加经济，对储能的回报也更为充分。

从备用市场来看，整个备用这块的收益回报，因为储能有一个最大的充放功率，我们说经济功率是80%，但是实际上你要真正让他用百分之百，这中间是有一定空间的，可以考虑把这块的想作为备用参与市场，来获得相应的备用市场回报。作为个体来讲，备用量确实小，可以聚合之后一起来提供，这其实也是一块量，虽然回报的价格和收益不会那么高，但确实也是一块收入。

最后一个是容量市场，容量市场这块，因为储能是能量有限性，放电放一段时间之后就没了，所以这里面给它算多少的能够提供容量，是有一个考量的，不像火电机组，有装机600MW就是600MW，除非你发生了停运等等。对储能有几种方式，我要考虑必须满足充放电时间，如果不满足的情况下打折，还有根据最长充放电时间进行折算，最后一种就是增加1MW储能，能够给整个系统带来尖峰负荷多供应的量，最后一种对储能来讲是相对宽松一点的，更多考虑一些峰值了。

这些模式还有待进一步探讨。容量市场建立之后，从PJM来看，对于常规的火电机组，容量市场收益回报占比达到20%左右了，这块也是比较大的收入。

前面我提到的这些，都是市场设计应该考虑的更加完善的，实际上对于改造之后对于整个市场的技术支撑能力要求应更高了，这也是各个地方没有往前推，包括政策和技术都要配套。一个是把充放电特性、报价特性都放进去之后，整个优化、安排、经济调度，它的技术支撑能力要求更高了。另外就是储能的报价完全放开之后，它的储能成本核定还比较困难，市场的识别，也就是操纵市场的行为也还是存在。所以这一块对于支撑能力也提出了更高的要求。

所以总的来看，还是应该建立一个更加健全的市场体系，并且配套更加完善的技术支撑体系，来给储能充裕的回报，给新型电力系统的建设和发展提供足够的支撑。

我的介绍到此。谢谢！

主持人：谢谢郑主任。

关于储能参与辅助服务市场，特别是调频市场，一般有两个量，容量价格和里程价格，现在这两个价格，我选择的时候应该怎么选？容量价是从低到高来选还是按照里程来选？或者是两个组合起来选？

郑亚先：实际上现在两个价都报，在真正做安排的时候，是变成了综合的价格，然后做排序。

主持人：这两个之间的权重怎么定？哪个占多大的比例？

郑亚先：比例是这样，因为它的容量就是直接能够提供出来的区间，你预留出来的幅度。里程就是把它叠加上去，两个合成一下，然后折一个系数，作为一个总的量来做优化。这只是决定于给它预留多少时间，定价还是先定其中一个价，另外一个价是在总的价格基础上给它扣掉，分出来一个价格。

主持人：定价是没问题的，是一开始选择谁来提供，这是一个问题。

郑亚先：这个东西确实是，正常是按照容量里程比来折算的，浙江原来刚开始做的时候做了很多的比例，包括系数是多少，这个确实有很多探索跟尝试。包括如果有调节能力特别快的，在很短时间频繁调节，提供了很多的里程，和调节能力比较慢的，是否需要区分两类，要不然影响归一化效果。

主持人：谢谢郑主任。