CNESA王思：储能参与电力辅助服务市场机制探索

就储能参与辅助服务市场机制而言，还要分市场化不同阶段进行相应机制设计，首先要明确储能参与电力市场的身份问题，再一个明确储能灵活调节能力的价值，另外合理评估这类技术价值的特性，评估这种价值的成本是不是能得到支付。包括安全问题也是非常突出，在规则完善这个层面，这可能不限于辅助服务应用领域。最后就是探索建立电力用户共同参与辅助服务的分担共享机制，并与现货市场做相应的衔接。

——中关村储能产业技术联盟高级政策研究经理王思

2020年8月26-28日，由中国能源研究会、中关村管委会、中关村科学城管委会指导，中国能源研究会储能专委会、中关村储能产业技术联盟、中国科学院工程热物理研究所联合主办的“第九届储能国际峰会暨展览会”在北京召开。峰会主题聚焦“聚储能十年之势，创产业十四五新机”，同期举办储能联盟十年纪念论坛。北极星储能网、北极星电力APP对本次峰会进行全程直播。

在8月28日举办的“储能与电力辅助市场”分论坛上，中关村储能产业技术联盟高级政策研究经理王思先生作了“储能参与电力辅助服务市场机制探索”主题报告。

中关村储能产业技术联盟高级政策研究经理王思

王思：各位领导大家下午好，我是中关村储能产业技术联盟王思，今天跟大家分享的主题是在2019年底，受国家能源局市场监管司委托，储能联盟做了一个“储能参与电力辅助服务市场机制”的课题研究，就储能服务市场的一些问题和阻力做了一些研究和探讨，现将部分研究成果跟大家分享。

实际上国内从辅助服务市场来看，我们是从调频辅助服务开始的。从2012年石景山热电厂储能项目投运，到2015年山西出了调频辅助服务按效果付费的机制，推动了储能在调频辅助服务领域的商业化应用。到2017年、2018年的时候，国家出台了《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，紧接着全国各地辅助服务市场规则和相关方案进行了设立，储能在广东、山西、华北、蒙西地区得到了广泛的应用。但是2019年我们也发现了一些问题，随着储能参与辅助服务市场获益量比较大，规则也在不断调整，影响了储能的投资效益，也增加了项目的投资风险。从统计数据来看，2018年到2019年储能在调频辅助服务领域，装机规模处于相对规模化增长的态势，2018年有110兆瓦，2019年同样有126兆瓦，且我们统计还有很多的项目储备，所以今年包括明年储能参与辅助服务市场依旧是国内主要的应用场景。

我们先来明确一下储能参与辅助服务机制的问题。第一个是身份的问题，虽然各类政策中明确了储能参与电力市场的独立身份，包括联合用户和联合发电企业去参与辅助服务市场的身份，但是相关规则并不明确，包括储能参与市场的交易、结算、调度、并网这些规则，并没有得到明确，所以阻碍了储能商业化发展。第二个补偿机制合理性，已在部分地方得到了探索和应用，但是并没有在全国得到广泛的推广。另外政策的波动对储能项目投资收益产生了影响，不能向用户侧传导成本的情况下，一旦这个机制不能解决，我们现在所说的，假如未来有电网投资储能的项目，或者一些用户投资的储能项目，在参与辅助服务市场去获得发电企业的补偿收益时，还存在机制壁垒。

从全球辅助服务装机情况来看，2019年底投运项目规模达到了5.9GW，辅助服务装机占比达到22.4%，当然这个比例是在不断的减小的，一方面是因为其他领域，包括可再生能源并网和用户侧储能项目的装机规模逐渐提升，也反映一个问题，像美国PJM市场、英国、德国先进开放的电力市场，实际上储能参与调频已经快速的挤占了市场的容量。

我们来总结一下全球辅助服务电力市场的特点：

常见辅助服务有调频、备用、电压、黑启动，国外没有调峰市场，它跟现货市场灵活价格机制联动，从提供方式来看有强制提供的，我们国家也是这样，基本义务的辅助服务，当然这种基本的辅助服务不一定是不付费的，有些可以根据项目的成本去进行一定的补偿；

另外一部分是对机组有一些特殊要求的，包括黑启动，这一般通过电力运行机构，通过长期合约的采购形式，去确定这个项目的提供方。

最后一个需求随时间变化，比如调频、备用等等辅助服务是通过集中竞价的形式去确定辅助服务的提供方。从组织形式来看，有电力辅助服务市场独立于电能量市场来运行的，常见于欧洲的分散型电力市场，还有电力辅助服务市场和电能量市场是联合交易出清，包括现在浙江的模式，这也常见于美国、澳大利亚集中式电力市场。从费用分摊来看，国外相对我们国家还是比较灵活，有发电企业分摊，但是所谓的分摊通过现货市场在电能量市场中也体现了辅助服务的成本。还有向用户传导的，有所谓的肇事方、受益方负担成本，但是如像澳大利亚也可一部分由发电企业分摊，还有一部分用户分摊的模式，现在山西省也在做这样的尝试。

美国市场政策的变动情况，也不是一蹴而就的，2007年890法案明确了储能参与电力市场的身份问题，2011年推出755法案，明确了储能按效果付费的机制，784法案再次明确了储能参与电力市场身份和一些结算交易的问题，792法案解决了并网问题，最后就是最近出的841法案，再次明确了储能参与电力市场的阻力和问题，消除了储能参与批发市场的困难。参照美国PJM市场，也是两部制的补偿机制，包括容量补偿和里程补偿机制，里面都体现了按效果付费机制基本的原则，就是A值，所谓A值跟现在按效果付费中K值是类似的，考虑精确度、相关度、延迟性组成调频性能指标，看A值确定的公式，跟我们国家部分地区K值确定的思路是基本相似的。

紧接着是辅助服务市场除了考虑容量补偿和里程补偿，它还会考虑机会成本，在美国辅助服务市场，调频资源被分为谷时调频资源和峰时调频资源，同时又分为响应较慢的A信号和响应较快的D信号，所谓机会成本就是参与电能量市场所获得利润乘以在没参与电能量市场容量损失在时间上的积分值，另外它还设计了一个收益因子的概念，这个收益因子既决定了这个项目易中标的程度，另外利用收益因子去控制这个市场的A信号和D信号资源的占比。最后就是它会评估市场的出清价格，算出来补偿的总量，并计算按容量报价、里程报价，再加上机会成本所获得的补偿，取二者的最大值进行相应的补偿。

再看国内的情况，截止到2019年年底，大概装机270.1兆瓦，占比15.8%，整个新增装机容量还在不断的提升，这个统计还是以储能参与调频辅助服务为主，如果未来储能和可再生能源配套，即调峰辅助服务应用，如果能纳入到这个统计体系里来，装机比例会有很大的提升，但是我们现在看到因为没有单独为调峰辅助服务而建立的储能系统出现，大部分都是场站内做弃光弃电的应用，所以暂时没有统计在这里。无论规划项目还是运行的项目，山西、广东、内蒙等等这些出台效果付费机制的区域，都是现在储能在辅助服务应用重点的区域。

总结一下现在出台辅助服务市场规则的情况，有的省份独立出台了相应的辅助服务市场规则和方案，有的还是在地区的两个细则下执行，基本上全国范围内都覆盖了辅助服务市场机制，全国范围内在推行储能，包括储能在内新市场主体可参与辅助服务市场获得收益。比较特殊的就是，一个华北地区第三方独立主体参与调峰辅助服务市场，包括储能系统、电动汽车已经试点参与了这个辅助服务市场；另外就是山西出的独立储能参与调峰市场，一是补偿价格比较高，另外对独立储能颁发电力业务许可证获得了许可，另外储能参与调峰相应的成本是在发电侧和用户侧进行分摊，浙江现在也试点了电能量市场与辅助服务市场联合优化出清。

从政策上来看，从明确储能的身份和按效果付费两个层面去考虑政策有利的程度，包括广东、山西、华北、蒙西这几个主要储能参与辅助服务市场的领域，都是政策执行相对比较好的地区，在这个政策执行过程中发生了一些情况，所有政策基本上明确了储能参与市场的身份，包括独立的身份，还有联合的身份，当然这个主体也很多，包括售电公司、集成商、用户等等，都可以参与辅助服务市场。从这些规则上来看，包括去年蒙西系数的调整，包括华北K值上限的设定，还有最近广东征求意见稿里对K值开根号向下的调整，包括不给容量补偿等等这些机制，一方面合理化了储能的投资收益，另一方面确实反映出辅助服务市场并不是一个长效机制，规则的变动对储能投资收益产生了很大的影响。

总结一下国际和国内的区别。国际上储能获得了天然去参与市场主体地位，但我们国家现在还缺少相应的储能身份或者主体的定位，所谓的受益者付费机制还不存在，都是由发电企业去分担相应的费用，从物理主体和财务主体一致性来看，早期都是由发电厂去承担的，但是实际上石景山热电厂火电联合去参与调频辅助服务的试点的项目下，就提出了储能去独立的作为一个市场主体、财务主体去结算的需求，京津唐地区也是第一个去讨论储能作为主体参与辅助服务市场的区域。储能作为独立主体去参与辅助服务费用来源问题，如果还是采用发电企业分摊的模式，实际上是难以为继的，因为新一轮电改开始，早期原有辅助服务补偿机制虽然发生了一些变化，但是对储能去参与辅助服务运行并没有太多的影响，随着上网电价的放开，辅助服务补偿机制由发电企业去承担，这个前置假设就不再存在了，现在做的电能量市场的竞价并没有包含辅助服务的成本，另外一些新的特点出现，包括第三方主体参与辅助服务市场的需求，包括未来新能源规模的提升，对调频、调峰需求总量会有所提升。

设想一下现在储能去参与辅助服务市场的模式，早期可能是储能跟火电机组绑定，一家储能厂商为一个发电机组服务，后来也演变了一些模式，包括一个储能电站为多家发电厂商服务，这常见于调峰辅助服务市场，比如在新疆和青海，所谓共享储能的模式，实际上储能可以通过双边协商、集中竞价的形式跟周边光伏场站做相应的交易，并提供服务，未来也有一个储能场站去采购多家厂商的服务，比如同一时段或不同时段提供调频、调峰等辅助服务形式的出现，这种形式出现也得益于辅助服务市场机制的放开。

我们对不同市场状况下辅助服务市场的主体能不能参与辅助服务市场的机制，做了一个简单的设想，一是在现货市场，最简单模式用户去承担辅助服务市场费用，现货交易执行单轨制，这种情况最理想，提供主体也不需要再去分摊辅助服务费用，在现货交易双轨制情况下，优先用电的用户辅助服务费用，由发电企业按照政府授权合同的比例承担。如果用户不承担辅助服务费用，也要在一定原则下参与辅助服务市场，而在非现货市场情况下，如果市场化用户不承担辅助服务费用，实际上我们还仅能去做一些试点的工作，这也反映出了一个问题，如果储能过度去参与辅助服务市场，会造成整个辅助服务市场资金盘子或者资金总量的提升，造成现有情况下资金使用的风险。

另外储能参与辅助服务市场的机制设计还要遵循两个基本原则，一个按效果付费机制，体现储能快速灵活准确的调节的性能，调峰就是低谷压得下去，高峰顶得上来，另外一个原则保持技术中立性的原则，就是提供同性能、同质量、同数量的服务，要获得相应的同等的价值补偿。另外我们还面临一个问题，就是按效果付费和补偿费用总额的矛盾问题，一旦执行按效果付费，可能储能快速灵活的调节资源参与市场，会增加辅助服务市场资金补偿的总量，但总体来看也有解决的方案，因为现在我们国家辅助服务的成本占比相对比较低，传统电费里包括一些尖峰电价、高峰电价、力调电费等等这些额外的收入，可以作为辅助服务的资金盘子去支持相应的项目应用。

因为辅助服务暂时还不能向用户侧去完整的传导，但是在现有情况下做大用户直接交易，降低了用户用电的成本，如果能从降低的用电成本中提出一部分费用作为辅助服务的资金池，去用作辅助服务的补偿，是不是能顺利完成辅助服务成本向用户的过渡，包括现在做的一些需求响应等工作，实际上都是从尖峰电价里拿出的资金做的辅助服务补偿。第二点也提出过由调度运营机构去采购服务相应的成本，是不是可以计入相应的输配电价，并给予相应的补偿。

在建立储能参与辅助服务市场机制过程中还要有一些配套的机制，现在包括储能跟火电厂去绑定参与调频，包括储能跟可再生能源参与调峰，储能比例问题、有效利用的问题，还是需要得到深入的论证，另外就是要避免超额的补偿，要优化调频资源的构成，其实是选择性能适中的储能产品或者说相应的技术，去支撑辅助服务市场更能体现相应的效益，成本支付压力也更小，不见得非得利用最快、最强的储能资源去参与辅助服务。

总结来看，我们的储能参与辅助服务市场要完成非现货市场阶段到现货市场阶段的过渡，现在所有省份放在一起，实际上市场化的程度是不尽相同的，在非现货市场阶段我们还要设定相应的基准，以性能最差的机组设定有偿服务补偿的起点，引入相应的性能参数，另外几条基本原则，包括开放市场竞价、向用户侧传导成本、改善服务内容。现货市场阶段，一方面我们还是要确定辅助服务的内容，调峰服务是不是在现货市场中出现，是我们要考虑的问题。另外激励机制，一方面是对辅助服务提供商按效果付费，还包括对服务采购机构或者调度运营机构的一些激励设计，最后实现调频备用和电能量市场联合出清。总体来说就是要平衡一下现在十四五时期储能规模化、商业化发展诉求和政策和市场环境机制支撑的匹配。

总结来说，现在储能参与辅助服务市场机制而言，我们还要分市场化不同阶段去进行相应的机制设计，首先要明确储能参与电力市场的身份问题，再一个明确储能灵活调节能力的价值，明确价值的需求，另外合理评估这类技术价值的特性，评估这种价值的成本是不是能得到支付，现在我们国家能源局也在搞试点示范，调频辅助服务、调峰辅助服务也是一个主要的应用领域，在调频这个领域还要开展一些技术验证，包括标准的设计，这都是非常相关的，包括安全问题也是非常突出，在规则完善这个层面，这可能不仅限于辅助服务应用领域，现在包括储能的备案、身份问题、土地消防问题等等，这些问题都还要得到解决，最后就是探索建立电力用户共同参与辅助服务的分担共享机制，并与现货市场做相应的衔接，以上就是我这个报告的内容，谢谢大家。