2.郑亚先-储能参与电力市场探讨_26页_2mb

促进储能参与的电力市场机制探索总结

核心内容

随着我国新型电力系统的建设推进，新能源装机占比不断提高，2022年已达到42.4%，预计到2030年和2060年将分别达到42.7%和64.4%。这一趋势使电力系统面临新能源“保消纳”和“保供电”的双重挑战，而储能作为调节灵活性的重要资源，正迎来发展机遇。

主要观点

1. 储能的市场价值

• 储能能够平抑新能源出力波动，提高电网可靠性与电能质量。
• 在新型电力系统中，储能不仅满足供电充裕性需求，还成为灵活性资源的重要组成部分，如调峰、调频、备用等。

2. 储能的技术经济特性

• 运行特性：储能具有快速响应和调节精度高的特点，适合参与调频等辅助服务市场。
• 成本特性：电化学储能的全寿命周期度电成本约为1.148元/kWh，而用电侧工商业用户的峰谷价差普遍在0.5元/kWh，单一电能市场难以保证储能获利。
• 成本与充放电关系：储能的容量衰减成本随放电深度和充放电倍率增加呈非线性增长，这影响其经济性。

关键信息

3. 储能参与市场的经验

国外经验

• PJM：采用“量-价”阶梯报价及自计划形式参与电能市场，同时参与调频、备用市场。
• CASIO：通过充电投标价和放电投标价，以及循环充放电的价差投标参与市场。
• 英国：通过双边交易、交易所交易和平衡交易参与市场。
• 澳大利亚：依靠尖峰电价套利参与市场。

国内经验

• 山东：通过自计划形式参与电能市场，并参与调频、调峰市场。
• 江苏：尚未参与电能市场，但已参与调频、调峰市场。
• 浙江：按照初步方案通过自计划形式参与电能市场，并参与调频、调峰市场。

4. 储能参与市场的主要挑战

• 市场定位不明确：储能作为输电资产，其成本回收方式尚不清晰。
• 准入门槛高：例如要求光伏电站配储时长在4小时以上。
• 度电成本高：单一电能市场难以实现盈利。
• 多市场协作困难：调频、调峰、备用市场独立运行，未充分考虑其耦合关系，导致储能容量价值未被有效挖掘。

机制建议

5. 参与多个协作运行的市场

• 储能可参与电能市场、调频市场、备用市场和容量市场，通过多市场协作提升收益。

6. 电能市场参与方式

• 自计划：储能自行管理荷电状态，提交自计划曲线，作为价格跟随者参与电能市场。
• 集中优化：电力调度交易机构集中优化储能的荷电状态和充放电计划，提交充放电价差投标和初始/末尾荷电状态。
• 市场初期建议：优先采用自计划方式参与，待市场完善后，引入更灵活的报价机制。

7. 调频市场参与方式

• 储能可申报里程报价，并参与调频容量报价。
• 由于响应速度快、调节精度高，储能更容易中标，从而获得调频市场回报。
• 储能可不参与电能市场，直接参与调频市场，或在电能出力水平附近进行调节。

8. 备用市场参与方式

• 储能以最大充放电功率与经济充放电功率差参与备用市场。
• 单个储能容量较小，需通过聚合商以市场主体身份参与备用市场。

9. 容量市场参与方式

• 储能可提供的容量支撑不仅取决于最大放电速率，还与最大能量有关。
• 容量市场折价方式包括：
  • 规定储能必须满足一定连续放电时间，对不能满足的放电功率进行折价；
  • 根据最长持续放电时间计算分段容量系数进行折价；
  • 在系统可靠性指标不变的情况下，增加1 MW储能带来的尖峰负荷增量。

10. 技术支撑需求

• 储能参与市场需要技术支持系统具备较高能力，支持充、放电投标价申报。
• 市场出清需求解多时段耦合的经济调度模型，对出清软件的算力提出更高要求。
• 储能成本难以核定，对市场力识别技术提出更高要求。
• 需要精细评估储能参与容量市场的容量价值，提升市场评估分析技术。

结论

储能作为新型电力系统的重要组成部分，其参与市场的能力和价值日益凸显。然而，当前市场机制仍存在定位不明确、准入门槛高、度电成本高及多市场协作困难等问题。建议通过多市场协作、优化参与方式、降低准入门槛和提升技术支撑能力，推动储能独立参与电力市场的机制完善。