儲能可有效解決高比例可再生能源引致的電網調節能力不足、頻率穩定難度上升等問題。在電力市場化改革的大背景下，建立完善的市場機制并將儲能納入其中，對激勵儲能發展具有重要意義。與傳統的發電側、負荷側資源不同，儲能具有能量有限、快速響應等物理特性，其參與市場交易的機制也應有其特殊性。
為此，首先綜述了國內外在儲能參與市場的價值分析、框架體系與交易機制方面的研究；關注美國、英國、澳大利亞的業界實踐，著重介紹在美國聯邦能源監管委員會841法案下，各獨立系統運營商為適應儲能物理特性，在能量市場、輔助服務市場、容量市場、輸電資產方面做出的機制探索。在此基礎上，進一步提煉出儲能參與市場的普遍性問題，并結合中國電力市場建設的現狀與挑戰，對中國未來推動儲能參與市場提出了相關建議。
（來源：《電力系統自動化》作者：陳啟鑫、房曦晨、郭鴻業、何冠楠、張達、夏清）
關鍵詞
儲能;電力市場;機制設計;出清模型;價格機制
0、引言
為了應對氣候變化，世界諸多國家提出了碳中和的方案，中國也宣布了“2030年碳達峰，2060年碳中和”的目標。作為碳排放大戶，電力行業需要構建以新能源為主體的新型電力系統，大力發展風電、光伏等可再生能源以加速脫碳進程。
儲能可很好地解決可再生能源引入的挑戰［1-5］，因此在新型電力系統中具有重要地位。一方面，可解決風光出力高峰與負荷高峰錯配的難題，通過削峰填谷，增加谷負荷以促進可再生能源的消納，減少峰負荷以延緩容量投資需求。另一方面，可解決風光出力隨機性和波動性帶來的頻率穩定難題，尤其是電化學等響應速度較快的新型儲能，能提供調頻服務提高電網可靠性。
隨著電力市場化改革在主要發達國家的推進，未來儲能的發展與運營，將主要在市場化的大背景下實現。在電力市場中，儲能的充放電安排將改變市場出清結果與系統運行計劃，對市場的競爭、價格信號的產生、市場成員的收益等都將產生重要的影響。
然而，原先面向發電機組和用電負荷設計的市場機制并不能很好地適應儲能參與。不同于其他資源，儲能在效用功能、成本特性、物理約束、裝置規模等方面具備特殊性。在效用功能上，儲能可以提供削峰填谷、容量資源、調頻備用等已經市場化的服務，也可以發揮延緩輸電投資、增進網絡穩定等尚被管制的服務，這使儲能的市場定位模糊化；在物理約束上，儲能具備獨特的能量有限性，因此放電能力除受功率上限約束外，還受到荷電狀態限制，這使儲能在出清模型中的建模具有特殊性，容量價值核算也較復雜；在成本特性上，儲能的放電成本并無固定值，而是取決于充電時段的價格和其他時段無法放電的機會成本，復雜的成本核算將對市場成員的決策和組織者的監管提出挑戰；在裝置規模上，配電網側的分布式儲能單機規模遠小于傳統火電機組，這使得儲能無法達到市場要求的最小規模。
因此，為推動儲能參與市場，市場組織者需要明確現有市場機制的適應性與不足，研究適合儲能的參與方式，明確需要調整的機制要素，并選擇合適的技術路線，使市場能更好地配置儲能資源。目前，學界為應對儲能參與市場帶來的挑戰，在價值分析、框架體系、交易機制等方面已經做出了諸多研究。在不同的市場模式下，美國、英國、澳大利亞的業界也都做出了相關探索。其中，美國在其聯邦能源監管委員會（Federal Energy Regulatory Commission， FERC） 841法案［6］指導下推進的市場改革，尤其具有參考意義和研究價值。
本文對現有的相關研究工作與實踐進行了調研與綜述，旨在對儲能參與電力市場的交易機制進行系統化梳理，探討未來機制設計的路徑選擇與發展方向。
1、國內外儲能參與市場的研究綜述
現有關于儲能參與市場交易的研究工作，大體遵循如下脈絡：部分文獻基于儲能的物理特性，試圖明確儲能可為電力系統帶來哪些價值；為了能讓儲能更好地發揮價值，部分文獻探討了面向儲能的市場框架體系；交易規模龐大的批發市場是電力市場的重要一環，但現行規則不能很好地適應儲能的物理特性，為此部分文獻研究了其交易模型的改革；由于分布式儲能的興起，部分文獻研究了配電網側市場機制，利用小規模儲能為系統提供更多靈活性資源。本章將結合以上研究脈絡展開論述。
1.1 物理特性與價值分析
不同類型的儲能在響應速度、能量密度、效率、壽命、經濟成本、潛在應用上有所差異，歸納如表1。儲能依靠其物理特性，在電力系統中具備諸多潛在價值，可在市場上提供相應的標的。
由于儲能可以存儲能量，因此可以減少系統峰谷差，節約峰荷機組的燃料費用和啟停費用。文獻［7］利用市場出清模型，研究了儲能對尖峰負荷和價格的削減作用。文獻［8-9］分別關注儲能對啟停成本的節約、對消納可再生能源的貢獻，文獻［10］則綜合考慮了總運行費用的減少。針對不同類型儲能充放電功率和效率的差異，文獻［11］研究了其造成的效益差異。
由于儲能也具備放電能力，因此可起容量支撐的作用，部分替代對發電機組的投資。文獻［12］研究了儲能對于發電容量的替代作用，考慮了儲能滲透率和可再生能源滲透率的影響。文獻［13］則以美國數據為例，發現需要28 GW的儲能來提供峰荷容量。
由于電化學儲能具備快速響應特性，可被用于提供調頻、備用、調壓等多種輔助服務。文獻［2］關注儲能在市場中提供調頻服務的潛力，文獻［14］則考慮了多種響應速度的備用，而文獻［15］研究了儲能對保持網絡電壓穩定的作用。
儲能實際上可以通過積極響應而增強電網安全性［16］和提升電能質量［17］，通過充放電減少線路尖峰潮流而延緩輸電投資［18］，這實際上能起到輸電資產的作用，文獻［19］進一步量化考慮了這種作用。
值得注意的是，儲能提供的同一項服務，對于不同主體有不同的表現形式［20］，如圖1所歸納。如削峰填谷，對電網而言表現為緩解調峰壓力［21］，對新能源而言表現為存儲超發電量［22］，對用戶而言表現為錯峰用電［23］。由于本文的落腳點在于市場機制，從市場的角度來看，以上3個價值均可以通過能量市場分時的價格信號加以體現，由市場采購并統一提供。當然，這些服務也可由發電側、用電側主體與儲能簽訂使用協議而自行購買。具體選擇哪種模式，是儲能市場設計中待探討的問題。
1.2 市場框架體系的設計
目前學界對于面向儲能的市場框架設計存在一定分歧：角色定位上，儲能應當作為市場主體還是被管制主體？如果作為市場主體，那么體系設計上，儲能是依靠現有市場還是新建單獨市場進行資源配置？
部分研究站在獨立系統運營商（independent system operator，ISO）的角度對儲能展開直接投資和控制，研究投資和調度方案。文獻［24］通過求解“投資-運營”雙層優化模型，得到ISO儲能投資的最優容量和運行的最優策略。文獻［25］進一步考慮輸電、儲能的聯合優化，將儲能視作和輸電線路同樣性質的資產，由ISO統一運營。文獻［26］將儲能投資權下放給市場主體，但運營權依舊掌握在ISO手中，儲能只能被動地獲取部分收益。
更多的文獻則站在儲能的角度，研究其作為市場主體的投資和交易策略。文獻［27-28］研究了儲能主體如何利用有限的能量在市場中獲取最大的收益，文獻［14，29］則研究了儲能在能量、備用、調頻市場上的聯合投標策略，文獻［30］考慮了容量市場交易。文獻［31-32］進一步考慮了多個儲能間策略的交互，用均衡模型求解博弈結果。文獻［33-34］同時考慮儲能的投資和交易，以扣減投資成本后儲能的利潤最大化為目標。
以上儲能市場策略的研究一般以現有的市場體系為背景，然而，也有部分學者認為可以單獨設計以儲能使用權為標的的市場。文獻［35］設計了一種容量合約機制，售電商根據自身的預期收益、風險偏好向分布式儲能發出租賃合約邀約。文獻［36］采用類似的框架并設計了更為合理的租金。文獻［37-38］設計了儲能使用權的拍賣機制，儲能擁有者、聚合商分別就出借、借入儲能使用權進行報價，市場進行出清確定中標者和價格。文獻［39］將儲能的使用權類比為保險，投保方為可再生能源發電商，承保方為儲能擁有者，當可再生能源出力波動時，可利用儲能電量來平抑不平衡電量。
1.3 批發市場的交易模型修正
盡管存在關于儲能角色定位和體系設計的爭論，現有的批發市場無疑是儲能資源配置的重要一環，許多研究對市場的交易模型提出修正建議，使之適應儲能的物理特性。
在能量市場模型中，針對儲能能量有限性，文獻［40］在出清模型中加入儲能的荷電狀態約束，保證結果可行性，而文獻［41］則允許儲能申報可變的最大充放電速率。為了反映儲能放電的機會成本，文獻［42］提出可由ISO根據預測的能量價格核定機會成本，文獻［43］則允許儲能就時段末的荷電狀態提交報價曲線，反映存儲能量的價值。
在容量市場上衡量儲能的容量價值時，主要難點在于考慮能量有限性的影響。文獻［44］是美國ISO賓夕法尼亞-新澤西-馬里蘭互聯（Pennsylvania-New Jersy-Maryland Interconnection，PJM）對儲能容量價值進行的思考，除了儲能本身的最大放電功率、最大能量容量，儲能實際的容量價值還和凈負荷曲線形狀、儲能滲透率有著緊密的聯系。研究進一步指出，儲能的容量價值還和儲能充放電效率、系統電源結構有關。文獻［45］認為可以采用一種簡單的方式，即根據儲能歷史上在系統峰荷期的容量支撐表現核定容量價值。
針對儲能參與輔助服務市場，文獻［46］提出了能量和輔助服務的聯合出清模型，考慮儲能提供2種標的時的耦合約束，并計算了機會成本。文獻［47］考慮儲能快速在充放電間切換的能力，為其設計了更大的運行可行域。文獻［48］設計了快速頻率響應產品，該產品比一次調頻響應速度更快，能有效應對系統的低慣量問題，而儲能是該產品重要的提供者。
在價格機制上，現有的邊際電價機制無法給予儲能與貢獻相匹配的支付［7］。激勵不相容可能導致潛在的策略性行為，文獻［49-50］發現擁有市場力、與發電或負荷聯合投標的儲能可能會策略性報價，這將導致社會福利的減少。為此，文獻［51-52］為儲能設計了新的電價機制，給予儲能更合理的支付。
1.4 配電網側市場的機制探索
盡管批發市場是配置資源的主要手段，但隨著資源的分布化［53-54］，小規模儲能的交易同樣重要，各類文獻對配電網側市場的機制設計展開了探索。
部分文獻構想了“批發市場-聚合商-儲能”的3層架構，以聚合商為媒介幫助儲能參與市場，并設計了多種商業模式。文獻［55］考慮了聚合商提供報價、儲能決策運行計劃的模式，設計了合適的價格體系，能夠在多次反復博弈之下，保證各方互相合作產生更高效益。文獻［56-57］中，售電商直接調用儲能資源，以應對風光出力的不確定性，并在事前或事后給予儲能支付。
也有部分文獻研究了配電網內部的直接交易機制，采用了可交易能源、分布式出清、配電網側節點電價、合作博弈等機制。文獻［58-59］在可交易能源的框架下，設計機制幫助配電網側儲能直接交易互動，形成了去中心化的扁平交易體系，文獻［60］則采用了分布式的迭代出清方法和自適應式的定價方法用于交易，文獻［51］則設計了配電網側節點電價機制，反映儲能對緩解阻塞的作用。文獻［61-62］設計了微電網內儲能共享的合作博弈體系，幫助各市場主體節約儲能投資成本，減少尖峰負荷費用。
2、美國儲能參與市場的實踐
在過去儲能規模有限時，美國各ISO暫時以統一運營、集中決策的方式對儲能資源進行調度。ISO與儲能所有者簽訂租賃服務合同，支付一定的費用獲取儲能的運營權，合同模式包括儲能設施使用協議、容量服務協議、混合能量購買協議等［63］。
近年來，隨著儲能主體數量的增加和總容量的擴大，美國開始嘗試賦予儲能市場主體的地位，并在現有的現貨市場框架內配置儲能資源。在2007年的890號法案［64］和2013年的784號法案［65］之后，FERC開始逐步賦予儲能市場主體的地位。而在2018年著名的841法案［6］后，市場改革大大加快，準入主體規模大大增加。
在美國市場中，交易-調度一體化的ISO根據市場主體的報價在日前、實時執行全電量出清，確定市場價格和調度計劃。因此，美國的市場出清模型構建主要由ISO完成，各ISO出臺了一系列政策，包含對能量市場、容量市場、輔助服務市場、輸電資產規則的修正，引入儲能聚合商等。
2.1 美國FERC 841法案
隨著儲能主體的增多，美國開始嘗試賦予儲能市場主體的地位，通過市場競爭的方式配置儲能資源。2018年2月，FERC頒布841號法案［6］，要求各ISO在現有的市場框架之內修正規則，為儲能參與市場提供便利。
法案首先對儲能做出明確定義，即擁有從電網吸收能量和隨后向電網反送能量能力的設備，在此簡稱為“吸收-反送”能力。法案要求市場規則具備中立性，即不同技術類型、地理位置的儲能參與市場的規則平等。
法案還對儲能的市場參與提出了若干要求，具體可歸為2類。
第1類是要求公平賦予儲能和其他主體一樣的市場地位。首先，儲能可參與能量、容量、輔助服務等全體系的市場。這實際上有助于儲能在各個市場中完成自身的價值實現與成本回收。以PJM為例，2019年其能量、容量、輔助服務費用分別為133.3、55.1、3.5億美元，均達到了可觀的規模［66］。
然后，允許儲能在市場上申報投標購電或售電，且其充放電能按照節點電價結算。這實際上讓儲能反映自身成本，且讓市場自主發現儲能的調峰價值。
2019年PJM平均的峰谷電價價差約為16美元/（MW·h）（合0.105元/（kW·h））［66］，而光伏滲透率較高的美國加州獨立系統運營商（California Independent System Operator，CAISO）平均峰谷價差則達到約45美元/（MW·h）（合0.300元/（kW·h））［67］，在某些供需緊張日期，峰谷價差可達到1元/（kW·h）以上。市場可根據不同系統不同日期的調峰壓力，給出不同的調峰獎勵。
第2類是要求市場考慮儲能特殊的物理特性。首先，儲能的準入門檻將從1 MW降低到100 kW。這將在很大程度上增加市場主體數量，增強市場的競爭性，實現更大范圍內更優的資源配置。根據美國能源部的儲能數據庫，這使得具備準入資格的電化學儲能裝置數量從124個上升到289個，占數據庫收錄項目的比例從25%上升到55%［68］。其次，明確儲能的荷電狀態約束，保證儲能不同時充放電，考慮儲能的能量有限性核定其容量價值等。這些政策充分考慮了儲能的物理特性，以容量有限性為例，根據CAISO的數據，市場中大多數電池儲能的持續放電時間在1~4 h之間，僅有不到5%擁有超過4 h的放電能力［67］，這與傳統化石燃料機組有顯著的差異。
FERC各法案的思想是指導性的，在具體執行時為各ISO預留了相當的靈活性，允許其結合自身市場特點采用不同的技術路線。
2.2 現貨能量市場機制
在改革之前，能量市場出清模型較少考慮儲能的物理特性，如荷電狀態約束、與電網之間的雙向能量流等，而作為現貨市場體系的核心，能量市場能直接產生短期調度結果和價格信號，因此大部分ISO都非常關注其出清模型的修正，以幫助儲能更好地發揮削峰填谷作用。
在FERC 841法案下，各ISO在選擇技術路線方面有一定的自主權，本節以儲能規模最大的CAISO、PJM的市場機制為例進行分析，見表2。
1）CAISO的市場模型
截至2020年，CAISO的儲能總容量達到7 260 MW，其中非抽水蓄能總容量達到1 120 MW，2項數據均位居美國所有ISO之首［68］。因其較大的儲能容量，CAISO在FERC頒布法案之前就已經推動了能量市場模型的修正［69］。
在改革后的市場模式中，儲能可以提交價格投標、單日的初始荷電狀態和期望達到的末尾荷電狀態，由ISO求解多時段耦合的經濟調度模型，得到各時段的節點電價和儲能的充放電計劃。這種模式之下，儲能的荷電狀態約束由ISO在出清模型中統一考慮，保證了出清結果對于儲能的可行性［70］。除去單獨提交充電投標價和放電投標價，CAISO也在考慮允許儲能提交循環一次充放電的價差投標，這為儲能的市場參與提供了更多靈活性［71］。
除去這種為儲能設計的特殊市場模式外，儲能也可選擇提交自調度計劃參與市場，這種模式下儲能可自行管理荷電狀態，但需要作為市場價格的接受者［70］。
在2020年最新推動的市場改革中，CAISO還關注到儲能潛在的市場力問題。實際上，由于儲能放電的成本取決于充電時的價格和在其他時段無法放電的機會成本，ISO很難像其他機組一樣掌握儲能的成本區間，這為儲能逃避市場監管、虛報高價提供了便利［72］。為此，CAISO計劃開發模塊評估儲能的放電成本。模塊將分別計算能量成本、機會成本、裝置老化成本等，加總后得到總成本。若ISO認定儲能有動用市場力的可能，將用計算出的成本替代投標價進行出清。
2）PJM的市場模型
截至2020年，PJM的儲能總容量達到6 220 MW，非抽水蓄能總容量達到780 MW，緊隨CAISO之后位居美國各ISO第2位［68］。PJM積極響應FERC的號召，推動多項市場改革［73］。
在改革后的市場模式中，儲能需要提交價格投標和自身所處的工作狀態［74］。與其他主體一樣，價格投標以量-價對階梯曲線的形式呈現。工作狀態是儲能提交的特殊物理參數，包含充電、放電、連續、不可用4種，其中連續狀態表示儲能既可充電也可放電。在PJM模式之下，儲能將自己負責荷電狀態的管理，以保證充放電計劃的可行性。若市場出清結果不可行，儲能可在實時運行前65 min修改投標，以在實時市場上交易不平衡電量［75］。
儲能也有另外2種參與市場的選項：①和CAISO類似，儲能也可選擇提交自調度計劃參與市場；②儲能可以選擇將運營控制權完全移交，由PJM統一調度規劃。這種模式原先是為單體規模較大的抽水蓄能設計，PJM收集儲能的物理參數，并通過交互調用抽水蓄能優化模塊（pumped hydro storage optimizer）和市場出清模型，得到社會福利最大的出清結果和儲能充放電計劃［76］。這種模式之下，儲能無法通過投標反映自身運營成本。
2.3 輔助服務市場的出清機制
美國的輔助服務產品眾多，包含調頻、旋轉備用、非旋轉備用等。在改革之前，儲能無法提供某些輔助服務［77］，而且市場規則也未能充分考慮快速響應型儲能的靈活性。為了幫助儲能更好地提供輔助服務，各ISO推動了一系列市場改革。
首先，各ISO開始逐步放開限制，允許各類型的儲能提供各類型的輔助服務，建立公平的市場環境［77］。考慮到儲能的快速響應特性，PJM允許沒有基礎能量出力的儲能也提供調頻等輔助服務［78］。作為對比，發電機組提供調頻服務時，需要同時中標一定的能量以獲得上下調出力的空間。
早在2011年FERC頒布的755號命令［79］，客觀上也提高了儲能在輔助服務市場的競爭力。該命令要求各ISO區分不同響應速度的資源，給予高響應速度資源更多的獎勵。PJM為此將調頻信號區分為傳統調頻信號Reg A和動態調頻信號Reg D，并同時給予容量支付和表現支付［80］。目前，在PJM市場中，儲能以不到4%的容量提供了10.4%的日前旋轉備用和23.7%的調頻。在調頻表現得分上，77.3%的電池儲能取到了91分以上的表現得分，而僅有3.0%的天然氣發電機組和33.9%的水電機組具有相應性能［66］。
2.4 儲能容量價值的測算分析
與發電機組不同，作為容量有限型資源，儲能可提供的容量支撐并不僅僅取決于其最大放電速率和強迫停機率，還和最大能量容量等多種因素有關，而原先的容量市場難以較好地考慮這一特性。各ISO也在探索儲能參與容量市場的模式，希望給予儲能恰當的支付反映其容量價值，從而激勵后續容量投資。
在改革初始階段，各ISO采用了較為簡單的規定，要求儲能滿足一定的連續放電時間，對不能滿足的放電功率進行折價。例如，CAISO要求儲能放電能力持續4 h以上［81］。能量容量為4 MW·h、功率容量為1 MW的儲能能連續放電4 h，因而其容量價值為1 MW，容量系數為100%；而能量容量為2 MW·h、功率容量為1 MW的儲能只能連續放電2 h，因而其容量價值只能取0.5 MW，容量系數為50%。其他ISO也采用了類似做法，但在連續放電時間要求上有所差異，例如PJM為10 h，美國西南電力市場（Southwest power pool，SPP）為4 h，美國新英格蘭獨立系統運營商（Independent System Operator of New England，ISO-NE）為2 h等［81-82］。
也有部分市場采用了更為靈活的折價方式。例如，美國紐約獨立系統運營商（New York Independent System Operator，NYISO）根據最長持續放電時間計算分段容量系數。放電功率低于1 000 MW時，能量容量和放電功率比例（簡稱為能量功率比）為2、4、6、8的儲能，容量系數分別核定為45%、90%、100%、100%；放電功率高于1 000 MW時，能量功率比為2、4、6、8的儲能，容量系數分別核定為37.5%、75%、90%和100%［83］。
部分ISO也在考慮利用市場仿真的手段精細考慮容量價值。PJM在修正容量市場規則的討論中，考慮利用有效帶負荷能力（effective load carrying capability，ELCC）來衡量儲能的容量價值［84］，即在系統可靠性指標不變的情況下，增加1 MW儲能帶來的尖峰負荷增量。考慮到這1 MW的儲能可以取不同的能量容量，實際上ELCC是能量功率比的函數。通過建立市場仿真模型，并輸入負荷曲線形狀和分布、電源結構、儲能配置等參數，可以求解得到結果。這種方法已經被應用于風電、光伏的容量價值確定［85］，但尚未應用于儲能。
2.5 儲能作為輸電資產的探索
目前，市場一般不允許儲能同時從市場渠道和監管渠道獲取收益，因為雙軌制可能引發監管費率確定、儲能運營權歸屬的爭議，FERC也否定了多個儲能作為輸電資產的申請［86］。但是，儲能實際上可以在緊急情況下積極響應而增強電網安全性，并通過充放電減少線路尖峰潮流而延緩輸電投資，實際上能起到輸電資產的作用［16］。
FERC在2017年頒布PL 17-2-000號紀要［87］，考慮儲能作為輸電資產獲取收益的可能性。紀要提出了儲能作為輸電資產的4項前提要求：①儲能應當具備相對輸電線路的成本優勢；②應當防止儲能為其提供的同種服務從市場、監管渠道同時獲得支付；③儲能不能影響其他主體的投標空間；④ISO應當保持自身的獨立性。在具體執行中，對作為輸電項目的儲能采取一事一議的審批原則。
CAISO、PJM、美國中部獨立系統運營商（Midcontinent Independent System Operator，MISO）等各ISO已在考慮儲能作為輸電資產的可能性。CAISO已經在2017—2018年的輸電擴展計劃中，將儲能作為輸電資產的一個備選項評估，并且推動了2個儲能項目的建設［88］。PJM建立了研究專項，向市場參與方征詢意見［89］。MISO將儲能作為單一輸電資產的提案已經得到了FERC批準通過［90］。
實際上，儲能作為輸電資產有2種模式：一種是儲能作為單一輸電資產，不再提供市場服務；另一種是儲能作為混合資產，同時提供輸電服務和市場服務。目前各ISO推動的實際項目大多采用第1種模式，而第2種模式的成本回收機制仍在討論之中。
2.6 分布式儲能通過聚合商參與市場的模式
根據FERC 841法案要求，儲能參與市場的規模準入門檻應降低到100 kW，這已經引發了部分ISO對模型計算算力的擔憂［91］。然而，配電網側的分布式儲能規模還無法達到100 kW，無法直接參與輸電網的批發側市場。
為了解決分布式資源參與市場的難題，FERC在2020年發布了2222號命令［92］，要求各ISO修正市場模型，幫助分布式資源聚合商參與市場。分布式資源聚合商可能在多個節點與主網產生雙向功率流，改革后的模型將考慮這一特殊的物理特性。同時，聚合商能夠同時參與能量、輔助服務和容量等多種市場，通過投標反映市場參與意愿，并按照節點電價結算交易能量。MISO等ISO已經修正市場規則，幫助聚合商參與市場［93］。
分布式儲能交互的主要對象是聚合商。不同聚合商推出的商業模式有較大差異，包括固定費用租賃合約、根據表現事后分配利潤等方式。MISO區域內，部分聚合商采用的是租賃合約模式，每隔一段時間給予分布式資源固定的支付［94］。
3、英國和澳大利亞儲能參與市場實踐
除去美國之外，英國和澳大利亞也推動政策改革，使市場更好地配置儲能資源。
這兩國與美國的市場模式有所差異。英國市場沒有全電量出清環節，主要由市場主體自主申報發用電計劃，然后市場組織者為保證發用電平衡和消除阻塞，組織平衡市場采購上下調電量。澳大利亞市場沒有成熟的容量補償體系，主要依靠尖峰價格反映可靠性價值，而且其能量結算主要基于實時滾動出清的市場價格。市場模式的差異，使兩國的市場政策改革具備各自特色。
3.1 英國的市場改革措施
英國目前擁有3600 MW左右的儲能，其中非抽水蓄能為800 MW［68］，英國電化學儲能的裝機容量位于歐洲前列。
在儲能的市場定位上，英國市場對儲能作為輸電資產持有謹慎態度，原則上不允許電力系統運營商（Electrical System Operator，ESO）直接投資、控制儲能資源［95］，而要求儲能作為市場主體參與市場。英國近年已經逐步調低參與門檻到1 MW［96］，不過目前尚未對儲能給出單獨的市場定義，而將其分類為發電資產［97］。
在英國的市場模式中，儲能有2種參與能量市場的方法：一是提前通過雙邊談判或在交易所交易購入或出售電能，明確交割電力曲線，并在日前提交出力計劃，盡管儲能本身凈發電量小于零，但峰、谷電量塊合約可以體現電能的分時價值，儲能可出售價格較高的峰時段塊合約，購入價格較低的谷時段塊合約，套利獲取利潤；二是參與實時的平衡市場，依靠自身的靈活性，提供上調量應對潛在的功率缺額，提供下調量幫助可再生能源消納。在2020年的改革之后，儲能開始被納入平衡市場［98］，通過提供上下調節量獲利已經沒有了政策障礙。
英國也允許儲能參與容量市場。在2020年組織的容量市場中，儲能中標容量占比約為5%（50.4 GW中的2.7 GW）［99］。英國在核定儲能容量價值時，從可靠性指標出發，根據系統的電源結構、負荷曲線形狀確定儲能實際的容量支撐價值，這與美國市場在討論的ELCC模式類似［100］。
輔助服務方面，英國也建立了包含增強快速調頻、快速調頻、短期運行備用、快速備用等多種產品。其中，2016年誕生的增強快速調頻產品要求資源在1 s之內完成響應［101］，這尤其有利于電化學儲能發揮其靈活性優勢。目前，英國有近1 000 MW的儲能提供調頻服務。
中小型儲能可以以聚合商為媒介參與市場。目前英國的聚合商可以提供能量、平衡服務、容量、需求側響應等多種服務，充分發揮價值［102］。
3.2 澳大利亞的市場改革措施
根據美國能源部數據庫的不完全統計，澳大利亞目前共擁有儲能3 110 MW，其中非抽水蓄能為320 MW［68］。
澳大利亞和美國市場一樣，也擁有能量、輔助服務的交易標的，以供儲能完成價值實現，但缺乏成熟的容量補償機制，只依靠單一能量市場，因此致力于形成準確的能量價格信號［103］。
市場計劃從2021年10月開始，將結算時間細粒度從30 min降為5 min，這有助于反映極短供需緊張時段內能量的尖峰價值，儲能的快速響應、容量支撐作用可得到獎勵［104］。
此外，澳大利亞也考慮了儲能與電網之間潛在的雙向功率流，定義了新的資源模型。儲能資源可同時申報充電報價和放電報價，市場出清時將根據供需情況，決定儲能具體的充放電狀態和功率。這種新型的模型賦予了儲能更大的運行可行域，為市場提供了資源配置的更大空間［105］。
4、儲能參與市場的關鍵問題
結合學界的研究和業界的探索，本章將對儲能參與市場的關鍵問題進行提煉，并比較探討儲能參與市場不同技術路線。
在設計儲能參與市場的機制之前，應當明確儲能的角色定位；若儲能作為市場主體，則需要討論儲能市場的框架設計；儲能參與現有的批發市場時，需要探討能量市場的出清模型、價格機制和容量價值的核算模型；考慮到廣泛的分布式儲能主體，分布式儲能參與市場的交易機制也值得探索。
4.1 儲能在市場中的角色定位
由于儲能實際上也具備延緩輸電投資、增加電網安全等輸電資產功能［16，18］，理論上應當獲取對應收益，然而輸電資產在現有市場中是被管制主體。由此引發了儲能的市場定位問題：儲能能否作為單一市場主體、能否作為單一被管制主體、能否同時作為市場主體和被管制主體。
從現有研究看，分別有文獻以儲能作為單一被管制主體［24-26］、單一市場主體［14，27-34］進行研究，也有文獻探討了儲能同時作為2種主體的可能性［38］。從美國實踐來看，過去FERC對儲能作為輸電資產持謹慎態度，近年來也開始探索可能性，而各ISO的探索暫時止步于儲能作為單一市場主體。
若儲能作為單一市場主體，固然可以從能量市場、輔助服務市場和容量市場中獲取收益，但市場無法體現其作為輸電資產的價值，某些在輸電功能方面具有相對優勢的儲能項目可能無法被投資。
若儲能作為單一被管制主體，首先需要充分論證在輸電功能上相對線路的優勢，并確定合適的投資規模，防止出現盲目、過度投資；論證通過后，儲能需要被ISO控制，若提供能量、輔助服務等已市場化的標的，會有損ISO的中立性和獨立性。
若儲能同時作為市場主體和被管制主體，優勢在于有潛力實現其全部價值，可以認為是市場發展的遠期目標。但是，還有諸多挑戰需要解決：一是需要核定儲能從被管制渠道獲取的收益量，防止儲能為其所提供的同種服務獲取雙份收益；二是儲能需要協調市場職能和被管制的職能，明確在容量有限的情況下以誰為先；三是需要保證ISO的獨立性，若由ISO控制的儲能也能參與市場投標、影響市場結果，這會引發其他市場主體對公平性的擔憂。
4.2 儲能參與市場的框架設計
利用市場配置儲能資源時，需要設計合適的框架，明確與現有市場的融合方式。
學界的研究中，儲能市場與現有市場的融合模式可分為2類：一類是統一運行模式［13，40-47］，即在現有的市場體系中建立儲能資源的物理模型，設計合適的市場規則，市場將同時配置發電、用電、儲能資源；另一類是獨立運行模式［16，26，35-39］，即ISO、發電商或用戶作為買方，在儲能使用權市場上購買儲能使用權，以改善自身平衡能力、出力曲線或用電曲線。從美國實踐來看，ISO當前主要采用了統一運行模式。
相對獨立運行模式的顯式拍賣，統一運行模式實際上實現了儲能使用權的隱式拍賣。統一運行模式的優勢在于，出清模型的目標函數是社會福利最大化，這能夠實現全局最優，儲能使用權被配置給創造最大社會福利的主體；同時，統一的市場組織有利于信息發布和市場監管。其劣勢在于，出清模型需要同時優化儲能的充放電計劃、發電出力、用電曲線，這對模型的準確度、求解算法的效率提出了較高要求。
4.3 能量市場模型修正
批發能量市場交易量大，在資源配置體系中具有重要地位。英國市場由各主體自己決策出力計劃，儲能的引入并不帶來明顯問題，而美國全電量出清的能量市場要求直接生成可供執行的調度計劃和價格信號，其出清模型無法很好地考慮儲能的荷電狀態約束和裝置老化成本。另外，抽水蓄能、電化學、電機械等儲能的物理特性具有異質性，需要在機制中加以考慮。
現有研究修正了能量市場的投標、出清環節，考慮了荷電狀態約束［40］和機會成本［42-43］。在美國的實踐中，CAISO將荷電狀態約束在出清模型中統一考慮，允許儲能提交充放電的價差報價，而PJM則要求儲能自行管理荷電狀態，并以能量為標的展開報價。另外，各ISO也允許儲能以自調度模式、ISO統一優化模式參與市場。
修正市場模型時，不同的技術路線各有優劣。如確定荷電狀態管理責任方時，以ISO為責任方能確保出清結果落在儲能運行可行域之內，減少因計劃不可行導致的實時偏差，但這使得不同時段的出清模型互相耦合，大大增加了求解的難度。再如確定投標模式時，價差投標能更準確地幫助儲能反映充放電循環一次的成本，但增加了目標函數建模的復雜性。
為了滿足不同類型儲能的需要，保留多種市場參與模式是有意義的。例如，ISO統一優化模式能幫助儲能更有效地削峰填谷，這可能更適用于單機規模較大的抽水蓄能，而自主投標模式能讓儲能在市場上試探高峰價格，可能更適合于規模較小、成本較為昂貴的電化學儲能。值得注意的是，ISO并未對儲能類型加以區分并強制其以某種模式參與，而是賦予儲能自由選擇權，保證規則的公平性。
4.4 市場價格機制設計
在目前能量市場的邊際電價結算模式之下，儲能面臨獲取的報酬與其貢獻不匹配的困境［7］，且隨著越來越多的儲能發揮削峰填谷的作用，電價峰谷差的減小將壓縮儲能套利的空間［106］。這實際上為儲能的策略性行為提供了動機。因此，需要設計合適的價格機制。
從學界研究來看，諸多學者從結算機制入手，試圖提升機制的激勵相容性［51-52］。其中，Vickery-Clark-Gloves（VCG）機制是一種經典的按貢獻結算的機制，曾得到諸多學者的關注［107-108］。從美國實踐來看，CAISO則試圖采用成本審核的模式，用監審成本替代具備動用市場力潛力的主體的投標。
VCG機制的優勢在于，能在保留市場主體報價權的情況下，有效抑制策略性行為。在該機制中，儲能獲得支付取決于其創造的社會福利增益，因此個體利益與集體利益一致。然而，VCG機制給予儲能支付的增加是以收不抵支為代價的，需要設計配套的不平衡資金疏解方案。另外，單單對儲能采用VCG支付，也容易引起其他市場主體的質疑。
采用成本審核模式的優勢在于，現有市場已經針對其他主體的市場力出臺了類似機制，如PJM的三寡頭測試后的成本替代法［109］，這不容易引發公平性質疑，同時也不會產生不平衡資金。然而，成本審核模式并未從根本上解決儲能獲取的報酬與貢獻不匹配的問題，可能會抑制儲能的投資［110］。此外，確保成本監審的準確性也是一個挑戰。
4.5 儲能的容量價值核算
容量充裕性機制能夠對資源的容量支撐作用給予獎勵，然而，作為容量有限型資源，儲能的容量價值的準確核定是一個難題。
目前，一共有如下3種技術路線：①設定連續放電時間要求，對儲能的放電功率進行直接折價，為目前大部分ISO所采用；②根據市場仿真的ELCC結果確定儲能的容量價值，目前美國各ISO尚在討論此方案，而英國已經逐步開始實際應用；③對不同能量功率比儲能，設定不同的容量系數，為NYISO所采用。
直接折價模式的優點在于標準明晰、執行簡單，但其連續充放電時間要求并不合理，這實際上要求在整個峰荷期儲能必須保證平穩的放電功率，但實際系統運行中，儲能可以根據負荷波動在某些時段減少自身的放電功率，在最高峰增加放電功率，因此儲能的容量價值實際上高于直接折價后的功率。
ELCC模式的優點在于，可以根據負荷曲線形狀、儲能放電功率和能量容量、電源結構等因素，仿真得到較為準確的儲能容量價值。其缺點在于，需要在容量市場內嵌仿真程序，技術難度大。另外，仿真結果的精確性取決于輸入參數的精確性，但預測的負荷曲線形狀、電源結構等參數未必準確。
對不同能量功率比的儲能核定不同的容量系數，實際是對前2個模式的折中，兼具2種模式的優缺點。
4.6 分布式儲能參與市場的模式
分布化是電力系統的重要趨勢之一，但分布式儲能參與市場報價的意愿不明，而市場模型也難以直接對數量龐大的分布式儲能進行優化，因而需要為分布式儲能設計創新性的市場參與模式。
從學界研究來看，一些學者主張以聚合商為溝通分布式儲能與批發市場的媒介［55-57］，一些學者則直接設計了配電網側的分布式儲能交易機制［51，58-62］。從美國實踐來看，FERC在批發市場層面，要求各ISO培育參與市場的聚合商。
若采用聚合商模式，需要理順2層關系：一是批發市場和聚合商的關系；二是聚合商和分布式資源的關系。首先，需要考慮聚合商能在多個節點與電網雙向交流能量的特性，設計對應的投標規則和出清規則。其次，需要培育聚合商，形成具有市場競爭力的商業模式。
若采用配電網側直接交易的模式，優勢在于可促進配電網能量的就地平衡，減少對輸電網絡的潮流壓力和對批發市場出清的計算壓力。但是，仍需要探索交易模式簡單、成本較低的機制，以適應小規模主體較低的市場參與意愿和能力。
5、對中國儲能參與市場的建議
本章首先回顧了中國儲能參與市場的現狀與挑戰，然后結合學界的研究進展、各國市場的實踐探索，對中國儲能參與市場的機制設計提出相關建議。
5.1 中國儲能參與市場的現狀與挑戰
在2019年《輸配電定價成本監審辦法》［111］出臺后，儲能成本在該監審周期不能核入輸配電價成本之中，作為被管制資產的電網側儲能發展受到了限制。2021年4月，國家發改委、國家能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見（征求意見稿）》［112］，要求明確儲能市場主體的定位，同時探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。2021年5月，國家發改委發布《進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見［113］，提出儲能可從輸配電價中回收部分成本，體現其調頻、調壓、系統備用和黑啟動服務的價值。從成本-效益的角度分析，部分儲能項目事實上具有提高系統可靠性、替代輸配電資產的作用，若被管制渠道的收益放開，一定程度上可以促進部分有成本優勢的儲能項目的投運。
在相關政策的支持下，電源側和用戶側的儲能發展迅速，但市場參與仍較為有限。例如，青海等地已經出臺政策，要求并網的可再生能源配置一定規模的儲能；蘇州對分布式儲能給予度電補貼，刺激用戶側儲能的投資。但是，這些政策只是“單點突破”，并沒有能夠發揮市場配置資源的作用，儲能本質上沒有成為市場主體，只在促進可再生能源消納、削峰填谷等特定場景下發揮作用。可喜的是，2016年《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償（市場）機制試點工作的通知》［114］出臺后，陸續有部分地區允許第三方儲能進入調頻、調峰市場，在全國起到了示范的作用。
目前，山西、廣東、甘肅、寧夏等地嘗試性地開展了調峰、調頻、需求側響應機制，但準入門檻較高。在允許儲能參與市場的省份中，大部分要求儲能的放電功率達到10 MW，要求較低的廣東省也達2 MW［115-116］，這遠遠高于美國0.1 MW的準入條件。較高的準入門檻固然減輕了市場組織的壓力，但這使得市場不能充分利用小型儲能設施，也反過來阻礙小型儲能的投資。
目前的調峰市場未形成有效的價格機制，激勵不充足、不穩定、不夠準確。調峰補償是現貨市場未建立、分時價格未形成時的過渡機制。部分省份設定固定補償價格，大多在0.4~0.7元/（kW·h）之間［116］，尚未為電化學儲能參與調峰提供充足利潤。同時，現有的調峰補償價格有被政策干預的可能，面臨下降甚至取消的風險，無法向儲能投資者傳遞穩定的收益預期。另外，固定價格機制未能通過能量市場準確地反映不同系統、不同日期調峰的價值差異，可能造成價格信號的扭曲。
目前，山西、廣東等省的調頻支付機制考慮了調頻效果，有利于獎勵快速響應資源［117-118］。與美國市場類似，中國部分省份的調頻市場也引入了表現支付，給予響應速度快、精度高、延遲少的資源更多支付。此外，市場還對調頻容量、調頻里程給予部分支付。不過，目前大部分省份的調頻市場依舊獨立運行，無法很好地考慮調頻、能量、備用等標的間的耦合關系。
中國目前在推動現貨市場的建設，市場運營成熟后，第三方儲能有望通過分時價差，獲取調峰價值的獎勵。各現貨試點也在探索容量、輔助服務等全套市場體系。這一過程中，中國也終將面臨先行市場遇到的問題，包括如何考慮儲能的物理特性，設計合適的報價模式和能量市場出清模型，如何在容量補償機制中對儲能的容量支撐予以獎勵等。
5.2 對中國市場建設的建議
在設計中國儲能參與市場的路徑時，需要同時考慮兩方面因素：一方面，過渡階段中國有一些特色問題亟待解決，以在短期為儲能提供公平的市場參與環境；另一方面，考慮到先行國家已有的現貨市場機制也面臨著儲能的不適配性，中國在現貨建設過程中宜提前布局，提高市場機制設計的完備性。結合中國當下的情況與現貨市場建設的目標，提出如下建議。
1）明確儲能的市場主體定位，并探索儲能從被管制渠道獲取收益的可行性。中國的政策已經明確了儲能作為市場主體的定位，因此應修正機制幫助儲能參與能量、輔助服務市場。在被管制渠道上，探索解決儲能作為輸電資產的若干難題，研究儲能通過輸配電價回收成本的比例，形成一攬子解決方案。
2）擴大儲能的市場參與范圍，促進各種類型、各種產權性質的儲能共同參與市場，并降低準入門檻。中國已有部分省份賦予了第三方儲能市場主體的地位，建議在全國推廣，并推動發電側、用戶側的儲能資源在閑置時也參與市場競價，擴大資源優化配置的空間。此外，考慮到中國目前儲能準入門檻較高的情況，建議在政策上做好迎接更多小規模儲能參與市場的準備，并優化出清算法、提升算力以應對更多投標。
3）形成更有效的調峰、調頻價格信號，并逐步向現貨市場的分時價格體系過渡。考慮到現貨市場建成尚需時日、在地域上也參差不齊，中國獨立運行的調峰調頻機制在短時間內仍有一定的實施空間。調峰機制方面，建議根據系統運行情況建立動態價格機制，并在供給側建立競價機制，使市場發現調峰服務的真實價值。調頻機制方面，建議在更多省份推廣按調頻效果付費的機制，獎勵快速響應資源。在遠期，逐步將現有的調峰調頻市場與現貨市場融合，用分時價格替代調峰機制，并推動能量與調頻市場的聯合運行。
4）在建設現貨市場時，將儲能納入統一的市場運行框架之中，同時探索以儲能容量使用權為標的的交易機制。與美國市場類似，中國當前的大多數現貨試點采用了統一運營優化的市場模式，因而具備了統一優化儲能運行計劃的條件，可以嘗試促成更高的社會福利。此外，可開展以儲能容量的使用權為標的的交易機制，可以靈活地實現運營委托，滿足個性化的交易需要，使儲能資源在更大范圍內發揮更大的貢獻，提高其投資運營的經濟性。例如，可幫助可再生能源等主體在部分時段平抑市場風險，以此激勵可再生能源在投建時即尋找配套的儲能設施，從而保證系統調節能力的充足。
5）建設全電量出清的現貨市場時，需要建立完善的能量市場出清模型，使之適應儲能的荷電狀態約束、老化成本等特性，并探索不同參與機制對不同類型儲能的適用性。中國當前的現貨市場試點仍在起步階段，投標、出清等環節仍不能精細化地適應儲能的物理特性。各試點市場應在建設到一定階段時，適時考慮儲能參與交易的機制要素設計，如：根據自身的軟件算力、市場主體投標能力等實際情況，確定荷電狀態約束的管理責任方和投標標的形式。另外，可探索量-價投標、自調度、市場組織者直接調度等多種市場參與模式，供儲能市場主體根據其自身特點和主觀意愿選擇。
6）考慮現貨市場邊際電價支付機制下儲能潛在的策略性行為，對儲能的放電成本進行核準分析，探索構建按照實際貢獻支付的價格機制。目前中國儲能的規模有限，峰谷差的減少不一定會使儲能喪失削峰填谷的激勵。但是，儲能規模擴大后，如果峰谷差降低，儲能可能在市場上出現策略性報價的情況，如虛報高價或物理持留等，而現有的市場監管辦法難以對這種情況進行辨識與干預。為此，需要未雨綢繆，對儲能參與市場交易的能量成本、機會成本、裝置老化成本等提前進行摸底分析，掌握其大致成本區間。此外，需要探索按實際貢獻對儲能展開支付的可能性，這既能抑制儲能的策略性行為，也可賦予儲能更大的投資激勵。
7）在探索容量補償機制的過程中，結合具體的尖峰負荷曲線形狀、電源結構等系統特性，合理核算儲能資源的容量價值。中國未來電網的可再生能源比例將不斷提升，電網實際運行需要不同能量功率比的儲能以應對不同持續時間的尖峰負荷。因此，需要差異化考慮不同能量功率比儲能的容量價值，以取代簡單地以最小持續放電時間對儲能容量進行無差別折價的粗糙方式。在技術條件成熟后，可過渡到ELCC模式，實現容量價值的精確化核定。
8）激勵分布式儲能投資，積極培育聚合商主體，并探索儲能參與配電網側直接交易的模式。分布式可再生能源是未來中國重要的能源發展方向，分布式儲能作為其配套，對于配電網實時平衡、自主調峰具有重要作用。一方面，可開展聚合商聚合分布式資源的試點項目，在實踐中探索發展商業模式，幫助批發側市場更好地利用分布式儲能資源；另一方面，可探索研究儲能參與配電網側直接交易的機制，形成交易成本低、流程簡單、適應性好的市場機制。
6、結語
在發展高比例可再生能源的背景下，為促進并適應儲能參與市場交易，本文從市場價值、交易框架、市場模型等角度綜述了國內外的研究情況，并詳細介紹了在不同市場模式下，美國、英國、澳大利亞在市場機制方面做出的方案探索和規則修訂。其中，在FERC 841法案指導下，美國各ISO的實踐尤具代表性。
基于學界研究和業界實踐，本文從6個方面歸納了儲能參與市場交易的關鍵機制問題：儲能的市場角色定位、儲能市場的框架設計、能量市場的模型修正、市場價格機制設計、儲能容量價值核算、分布式儲能的市場參與機制，并對比了不同機制設計方案的優勢和劣勢。
最后，本文結合中國市場起步期的問題和現貨市場建設的遠景，借鑒學界研究和先行國家經驗，對中國儲能參與市場提出了政策建議。
