科学合理设计新型电力系统建设路径是当前重大战略任务，电力体制机制建设是其重要内容，与技术创新、商业模式创新共同驱动新型电力系统发展。源网荷储多向协同、灵活互动、一体化运营是新型电力系统的坚强支撑，分布式电源、储能是重要的技术组成。
当前，我国电力市场范围、规模逐步扩大，竞争成效不断显现。基于新型电力系统发展路径，进一步完善电力市场体系，健全市场化价格形成机制，促进分布式能源、储能、源网荷储一体化等新模式、新业态发展，具有重要的意义。
（来源：中能传媒研究院 作者：周云 电力规划设计总院双碳技术研发中心（中能智新科技产业发展公司））
一、建立科学、多元市场化交易机制，推动分布式电源就近消纳
随着分布式电源规模化快速开发，亟需推动融入全国统一电力市场体系，尽快建立适应分布式电源发展的市场化机制，通过价格信号引领分布式电源合理投资布局和就近消纳。
创新交易模式，完善分布式电源市场化交易长效机制。建立分布式电源中长期分时段交易机制，引入带曲线交易，缩短交易周期，引导主体通过精准功率预测以及电价预测，提高市场化收益水平。支持分布式电源与电力用户在交易中心披露的年度长协交易均价基础上，自主协商交易电量和价格，开展双边协商交易，适时推动集中竞价和挂牌交易。创新交易模式，鼓励分布式电源与可调节负荷、储能等灵活调节资源以虚拟电厂、负荷聚合商等形式参与电能量交易和需求侧响应，扩大消纳方式，明确内部责任和成本分摊机制。完善分布式电源参与辅助服务市场机制，公平合理参与辅助服务收益共享和费用分摊。
坚持权责对等，健全适应分布式电源交易市场化价格机制。有序推动分布式电源通过市场竞争形成上网电价，厘清政策性交叉补贴，在场外实施产业支持政策。加快明确分布式电源市场化交易“过网费”标准，按照“准许成本+合理收益”原则，探索基于分电压等级、输电容量备用、电力消纳范围等多维度、差异化的过网费制定标准，合理收取电力计量、电力电量平衡以及交易平台运维服务等成本。推进分布式电源和用户间价格机制进一步灵活，实现利益共享，合理分担交易引发的配电网改造和系统备用等成本。
发挥绿色价值，完善分布式电源参与绿证绿电交易机制。当前，分散式风电、分布式光伏已纳入绿证核发范围，部分省份纳入绿电交易范围。一方面，坚持绿证环境价值的唯一性，优化完善绿证机制+配额制，探索建立分布式电源PPA价格机制，通过政策性手段促进分布式电源与售电公司、大用户签订PPA合约，锁定收益；另一方面，推动绿电、绿证市场与可再生能源消纳责任权重、能耗双控等衔接，推进与CCER自愿碳减排市场协调，推动绿证核发与国际接轨，激发用户多途径消费分布式电源等绿色电力意愿。
二、构建灵活、高效市场化价格体系，实现储能多元化价值
新型储能具有布局灵活、快速响应等特点，是新型电力系统重要技术支撑。总体上，以提升电力系统调节灵活性为导向，以促进新型储能技术革新为目标，充分发挥电力市场作用，大力推进电源侧储能建设、合理布局电网侧储能、推进用户侧储能多元发展。
遵循储能系统定位，加强市场机制顶层设计。遵循市场化改革方向，正确衡量储能容量价值和辅助服务价值，定位为竞争性业务，独立参与市场竞价获益；定位为电力系统公共品，提供调频、调压、备用等辅助服务，由电力系统运行者组织竞价购买，独立使用，按照“谁受益、谁承担”原则，费用向系统用户（负荷）分担。
基于储能技术特点，建立健全电力市场体系。一是持续加强全国统一电力市场体系建设，完善电能量市场、容量市场、辅助服务、绿电市场等有序协调的市场体系，推动调频市场采用“容量报价”和“里程报价”，有利于以提供快速调节为主和以提供备用容量为主的储能等调节资源发挥各自价值。二是根据失负荷价值优化市场价格限值，形成合理分时价格信号，拉大峰谷价差，引导储能等通过优化运行方式，支撑“电源＋储能”“负荷＋储能”获取收益，建立长效的商业模式。
借助电力市场仿真，助力储能市场化灵活运行。融合运用基于网络拓扑和基于人工智能技术电力市场仿真技术，对电源侧风光储、电网侧独立储能两类储能市场化收益进行仿真模拟，分析总结规律。
针对电源侧风光储参与现货市场，储能可以实时有效根据电力市场价格波动调节风光场站的发电能力，使其达到“削峰填谷”平抑波动的效果，通过运筹优化方法制定源侧风光储申报策略模型，实现合理收益。收益模型如下：
基于电站每15分钟风、光出力，以及市场价格预测，对电站中长期合约进行分解，以1日（多日）中长期和现货差价结算收益最大化为目标，优化决策储能96点运行曲线。其中，表示t时刻的已持有中长期收益；表示t时刻的实时电量，主要包含t时刻的风电预测电量，光伏预测电量以及储能申报的充放电电量；表示t时刻的已持有中长期电量；表示t时刻预测的实时价格；表示t时刻的电能量损失费用。
储能充放电过程中电能量损失按日前市场电价计入损失成本。储能系统充放电时要满足一定的物理约束，首先，各时刻的充放电功率不超过其额定功率；其次，储能系统剩余可用容量应满足储能容量上下限约束。
以某电力现货市场1年运行数据为基础，仿真结果如下。2024年1月17日，在实时价格偏高时段，储能进行放电，尤其9:15—10:00、16:30—17:15、22:00—23:00时段实时价格超过1000元/兆瓦时；在价格偏低时段进行充电，主要集中在中午时段；晚高峰18:00—19:15时段进行充电，为后续高价段放电做准备。
图1 2024年1月17日源侧风光储储能充放电策略
图2 2024年2月4日源侧风光储储能充放电策略
图3 2024年2月4日源侧风光储结算收益
2024年2月4日，午间时刻实时电价较低，进行充电，08:15—10:00时段，以及17:15—19:00时段，实时价高于1400元/兆瓦时，进行放电；在14:45—19:30进行充电为后续20:00—21:15高价段放电做准备。最终优化收益为484270.278元。
针对独立储能参与电力市场，收益模型如下：
以2022年6月到2023年6月共394天数据为基础，储能额定容量为280兆瓦时、额定功率140兆瓦，基于现货市场出清相关数据，进行仿真结果测算，总收益为10315.32万元，日均收益2734.13元，其结果如下：
表1 2022年6月至2023年6月储能收益仿真测算
2022年12月16日，总收益为160324.3元。由图可知，储能充放电策略两个充电时刻，日前价格午间时刻价格为0元/兆瓦时，降低充电成本；在晚高峰时段日前价格偏高，进行放电，获得收益。
图4 2022年12月16日独立储能充放电策略
2023年1月31日，总收益为265188.79元。由图可知，储能充放电策略在日前价格为0元/兆瓦时时进行充电，降低成本；在日前价格偏高时段进行放电，获得收益。
图5 2023年1月31日独立储能充放电策略
2023年05月13日，总收益为239225.93元。由图可知，储能充放电策略在日前价格偏低小于100元/兆瓦时时进行充电，降低成本；在晚高峰日前价格偏高时段进行放电，获得收益。
图6 2023年5月13日独立储能充放电策略
随着“层次分明、功能完备、机制健全、治理完善”电力市场体系的逐步建立，通过发挥市场资源优化配置决定性作用，能够引领分布式电源、储能、源网荷储一体化等多元市场主体创新发展，助力新型电力系统建设行稳致远。
