在全球能源转型的大背景下，可再生能源的大规模接入给电力系统带来了诸多挑战。储能作为一种能够实现电能时间维度转移的关键技术，对于提升电力系统的灵活性、稳定性和韧性具有重要意义。同时，随着电力市场改革的不断推进，储能参与电力市场交易成为其实现商业化运营的重要途径。因此，深入研究储能参与电力市场的体制机制及商业模式，对促进储能产业发展、推动电力市场建设具有重要的现实意义。
（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：陈皓勇）
储能参与电力市场的方式
储能在电力系统中的应用场景可分为电源侧、电网侧和用户侧三类，在参与电力市场的方式上有一定差异。
电源侧储能：电源侧储能装置可以解决可再生能源大规模接入带来的不稳定性和间歇性问题。通过辅助动态运行和火电机组共同按照调度的要求调整输出的大小，尽可能地减小火电机组输出的波动范围，让火电机组在接近经济运行状态下工作；在负荷低的时候，通过原有的高效机组给储能系统充电，在尖峰负荷时，储能系统向负荷放电，实现取代或延缓新建机组。
电网侧储能：电网侧储能系统可以在电力负荷低或限电时，吸收电网电力，在负荷高或不限电时，给电网充电，实现削峰填谷；通过对电网中的储能设备进行充放电及控制充放电的速率，达到调节系统频率的目的；分布式储能装置快速响应负荷需求，为负荷提供持续几分钟甚至一个小时的服务，将其布置在负荷侧，根据负荷需求释放或吸收无功功率，能很好地避免无功功率远距离输送时的损耗问题，实现电压支持。
用户侧储能：用户侧储能可以根据自己的实际情况安排用电计划，将电价较高时段的电力需求转移到电价较低的时段，从而达到降低总体电价水平的目的，实现分时电价管理。电力用户采取一定的方式方法，在不影响正常生产工作的情况下，降低最高用电功率和容量费用，从而达到降低总电费的目的，实现容量费用管理；储能系统将储备的能量供应给终端用户，避免故障修复过程中的电能中断，即提高供电可靠性。在负荷侧的储能系统能够在短期故障的情况下保持电能质量稳定，减少电压波动、频率波动、功率因数、谐波及秒级到分钟级的负荷扰动等对电能质量的影响。
储能电站参与电力市场的方式主要包括电量市场、辅助服务市场和容量市场，发挥储能综合价值，实现多重收入。美国能源信息署（EIA）报告显示，到2020年底，美国公用事业规模（容量大于0.1万千瓦）的储能系统中，用于频率响应的容量占总容量的59%，用于爬坡或备转容量的占比为39%，参与电力现货市场的容量占比为37%。下面分别对国内外储能参与电能量、辅助服务和容量市场的方式进行介绍。
储能参与电能量市场
批发能量市场交易量大，在资源配置体系中具有重要地位。英国电力市场由各主体自己决策出力计划，储能的引入并没有带来明显问题，而美国全电量出清的能量市场要求直接生成可供执行的调度计划和价格信号，其出清模型无法很好地考虑储能的荷电状态约束和装置老化成本。另外，抽水蓄能、电化学、电机械等储能的物理特性具有异质性，需要在机制建立中加以考虑。
现有研究修正了能量市场的投标、出清环节，考虑了荷电状态约束和机会成本。在美国的实践中，加州输电系统运行商（CAISO）将荷电状态约束在出清模型中统一考虑，允许储能提交充放电的价差报价，而PJM电力市场则要求储能自行管理荷电状态，并以能量为标的展开报价。另外，各输电系统运行商也允许储能以自调度模式、输电系统运行商统一优化模式参与市场。
对原有电能量市场模型进行修正时，不同的技术路线各有优劣。如确定荷电状态管理责任方时，以输电系统运行商为责任方能确保出清结果落在储能运行可行区域内，减少因计划不可行导致的实时偏差，但这使得不同时段的出清模型互相耦合，大大增加了求解的难度。再如，确定投标模式时，价差投标能更准确地帮助储能反映充放电循环一次的成本，但增加了目标函数建模的复杂性。
为了满足不同类型储能的需要，保留多种市场参与模式是有意义的。例如，输电系统运行商统一优化模式能帮助储能更有效地削峰填谷，这更适用于单机规模较大的抽水蓄能，而自主投标模式能让储能在市场上试探高峰价格，更适合于规模较小、成本较为昂贵的电化学储能。值得注意的是，输电系统运行商并未对储能类型加以区分并强制其以某种模式参与，而是赋予储能自由选择权，保证规则的公平性。
目前，国内调峰市场未形成有效的价格机制，激励不充足、不稳定、不够准确。调峰补偿是现货市场未建立、分时价格未形成时的过渡机制。部分省份设定固定补偿价格，大多在0.4～0.7元/千瓦时，尚未对电化学储能参与调峰提供充足的利润。同时，现有的调峰补偿价格有被政策干预的可能，面临下降甚至取消的风险，无法向储能投资者传递稳定的收益预期。 另外，固定价格机制未能通过能量市场准确地反映不同系统、不同日期调峰的价值差异，可能造成价格信号的扭曲。
储能参与辅助服务市场
2011年12月，美国联邦能源管理委员会发布了755号法令，明确要求各个电力市场出台基于效果的付费补偿方案，对调频资源的实际贡献进行补偿。该法令要求调频辅助服务市场对调频资源必须包含两部分补偿：一方面是对应现有的容量补偿，包含边际电源的机会成本；另一方面是效果补偿，反映调频资源提供调频辅助服务的质量（如跟随控制信号的准确度）及实际贡献数量。这使得储能系统参与电网AGC调频服务获得合理回报的问题得以解决。为此，PJM电力市场将调频信号区分为传统调频信号Reg A和动态调频信号Reg D，并同时给予容量支付和表现支付。
英国也建立了包含增强快速调频、短期运行备用、快速备用等多种产品。其中，2016年诞生的增强快速调频产品要求资源在1秒内完成响应，这尤其有利于电化学储能发挥其灵活性优势。
目前，我国山西、广东等省份的调频支付机制考虑了调频效果，有利于奖励快速响应资源。与美国电力市场类似，我国部分省份的调频市场也引入了表现支付，给予响应速度快、精度高、延迟少的资源更多支付。此外，市场还对调频容量、调频里程给予部分支付。不过，目前大部分省份的调频市场依旧独立运行，无法很好地考虑调频、能量、备用等标的间的耦合关系。
储能参与容量市场机制
英国容量市场：英国容量市场是由英国国家电网公司运营，以电力容量作为商品的市场。英国建设容量市场的初衷是希望通过容量市场收益来弥补单独电能量市场收益对容量投资激励不足的问题，从而保障电力长期供给安全，以及为大量风电、光伏提供充足的备用容量。英国容量市场包含容量定额、拍卖、交易、交付、支付等阶段，英国政府在容量定额和交付阶段进行市场引导，拍卖和交易实现完全市场竞争。
美国PJM容量市场：美国PJM容量市场始建于1999年，最初的模式为容量信用市场（CCM），2007年针对CCM的缺陷进行改进后替代为可靠性定价容量市场（RPM）。RPM是一个多重拍卖市场，包括一个基本拍卖市场（BRA）、三个追加拍卖市场和一个双边市场，给予了市场充分的流动性，也为市场成员提供了多次报价的机会。
美国加州容量市场：美国加州容量市场包括三个构成部分：长期容量购买计划、容量充裕性市场和补充容量购买机制。长期容量购买计划覆盖未来10～25年的需求情况，容量充裕性市场针对未来一年内的需求，补充容量购买机制则是由加州电力市场运营机构提供的兜底保障机制。
我国容量市场：在我国，目前大部分抽水蓄能电站实行两部制电价，容量电价用来补偿电站运营成本，电量电价用来补偿抽发损耗（按一般说法，抽4千瓦时电能可发3千瓦时电），容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。为促进储能产业发展，我国在《贯彻落实〈关于促进储能技术与产业发展的指导意见〉2019～2020年行动计划》中提出“探索建立储能容量电费机制”。
共享储能与容量租赁
近年来，共享储能、容量租赁等创新商业模式在我国逐渐得到重视。储能共享模式主要是新能源汇集站内配置的储能电站或独立储能电站，通过参与调峰辅助服务市场，为多个新能源场站调峰。为最大限度发挥储能电站的调峰功能，在一定的市场交易规则下，储能电站允许为其他新能源场站调峰，实现资源全网共享。经安全校核后，调度机构根据市场交易的出清结果按序调用。目前，青海、新疆的调峰辅助服务市场运营规则允许储能与新能源电站双边交易、参与市场竞价或者由调度机构直接调用，以实现储能电站的共享。
容量租赁/分拆出售模式是由单个或多个社会第三方购买、租赁独立储能电站容量，分摊储能电站投资建设成本。该模式与共享储能的区别在于，新能源场站业主等第三方是否具有储能电站固定容量的资产拥有权或专属使用权。在已规定新能源需配置储能的地区，如果购买或租赁独立储能电站与新能源场站自身投资建设储能电站相比更具经济性，该模式具有一定的发展前景。新能源场站等业主可购买或租赁独立储能电站的一定容量，以较低的价格满足配置储能的要求。
发电侧储能参与电力现货市场的盈利分析
以发电侧储能参与电力现货市场为例，说明储能盈利模式的分析方法。
储能系统成本模型
初始投资成本，储能系统的初始投资成本根据近年储能电站EPC中标价格确定，公式如下：
年运行维护成本，公式如下：
根据储能系统的使用寿命和基准收益率，将总投资成本在寿命周期内平摊，与年运维成本叠加得到费用年值：
对于典型配置的储能单独参与市场的商业模式进行测算，不考虑政府补贴。分别考虑新能源配储和独立储能两种类型。采用以上介绍的方法对表中所示两种类型的某电池储能系统展开测算。
新能源配储：不记初始投资成本，计算得其年运维成本为Sm=86万元。
独立储能：计算得其初始投资成本为SPE=1.8亿元，成本费用年值为AC=1675.67万元。
储能参与现货市场的盈利分析
独立储能可以自调度方式（自行管理荷电状态）参与中长期和现货电能量市场，此时“充电价格=谷时段电价+电度输配电价+政府性基金及附加”；也可以接受电网调度的方式（上报容量等信息后接受统一调度）参与现货电能量、调峰和调频辅助服务市场，此时免收输配电价。
设定储能每日满充满放电1次。储能通过现货市场盈利公式如下：
通过容量补偿的盈利如下：
由以上两式可求出储能盈利时和确定谷价情况下的现货价差临界值。
储能参与现货市场通过充放电价差获取收益。假设年现货平均充电电价分别取100、200、300、400元/兆瓦时，容量补偿单价为19万元/（月×兆瓦时），独立储能的容量租赁单价为200元/（千瓦时·年），租赁率为50%。设定储能的电度输配电价与政府性基金及附加之和为211.7元/兆瓦时。
新能源配储：年现货平均谷价为100～400元/兆瓦时，平均充放电价差382.8～435.7元/兆瓦时，以统一调度模式全年全电量参与现货市场基本实现盈亏平衡；平均充放电价差为594.5～647.5元/兆瓦时，以自调度模式全年全电量参与现货市场基本实现盈亏平衡。
独立储能：不考虑容量租赁，平均充放电价差为416.6～469.5元/兆瓦时，以统一调度模式基本实现盈亏平衡；平均充放电价差为628.3～681.3元/兆瓦时，以自调度模式基本实现盈亏平衡。考虑容量租赁，平均充放电价差为204.3～257.3元/兆瓦时，以统一调度模式基本实现盈亏平衡；平均充放电价差为416.1～469元/兆瓦时，以自调度模式基本实现盈亏平衡。
储能参与电力市场的问题分析及建议
目前，电力系统仍缺乏体现储能价值的市场化运营机制。储能是灵活性供电的提供者，但当前电力系统灵活性的市场价值及其实现的市场机制不完善，制约了储能产业的健康发展。大规模储能进入电力系统仍存在制约因素，各类储能技术成熟度总体不高，电化学储能存在安全性、适应性及成本等问题，储能电站成本依然较高，且行业标准体系和安全规范尚未完善。储能应用涉及多个市场主体，如何设计公平合理的收益分配机制，激发各主体投资储能的积极性，是政策制定面临的挑战。
一是完善中长期交易机制，拉大峰谷价差。近年来，我国储能市场一直保持稳定发展态势，但发展速度难以提升，主要原因是峰谷电价差较小，缺乏合理的商业应用模式，储能系统经济性未能凸显。此次提升峰谷电价价差提高了工商业用户的用电成本，将大大提振工商业用户配置储能节约用电成本的意愿。峰谷电价的政策给储能产业的发展创造了条件，储能企业可以通过购买低谷时的低价电，出售高价电实现盈利。储能产业的发展不仅能惠及到几个企业，对提高整个电网系统运行效率、降低电力系统的运行成本，都具有非常重要的意义。
二是建立电力现货交易机制，推动电源侧独立储能在现货市场中发现价格。电源侧独立储能参与现货交易是较为优选的商业模式之一，通过电网调度并给予容量补偿，有望使电源侧储能获得高收益。通过调研企业运行情况，合理设定各个参数，固化合适的规则，修正不正确的规则。
三是加快推进调频辅助服务市场建设，推动调频辅助服务从行政定价到市场定价，同时丰富调频辅助服务市场交易品种，通过市场发现新型储能价值。目前，江西省并无开启调频辅助服务市场，新昌电厂电源侧调频调峰储能一期项目于2020年投运，其调频辅助服务的使用和付费遵循“两项细则”（《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》和《华中区域发电厂并网运行管理实施细则》），按照事前定价、事后按调用量补偿的方式获取调频收益，并不能充分发挥新型储能调频的积极性。应加快推进省级调频辅助服务市场建设，推动调频辅助服务从行政定价到市场定价，通过市场调动新型储能积极参与调频，满足未来的调频需求。
四是探索建立容量市场。容量市场的引入将向可调度的发电设施支付费用，以换取在发电不足的情况下确保其容量可用。容量市场相比容量补偿机制，引入了市场价格竞争，能够正向激励电源侧配备储能。
五是加快共享储能等商业模式发展，拓展电源侧储能盈利渠道，促进储能行业健康发展。为助推新型电力系统建设，保障电网电力电量平衡与安全稳定低碳运行，研究新型储能的技术应用与商业模式至关重要。与常规储能项目相比，虚拟电厂、“互联网+储能”“分布式智能电网+储能”等新型储能商业模式具有易于调度、质量可控、收益多元等多重优势，可进一步发挥新型储能的潜在应用价值。
随着技术的不断进步和政策的持续推动，储能在电力市场中的应用前景将更加广阔。一方面，储能技术成本有望进一步降低，性能不断提升，新型储能技术（如固态电池、氢储能等）将逐渐成熟并实现商业化应用，为储能市场注入新的活力。另一方面，电力市场体制机制将不断完善，储能与其他市场主体之间的互动将更加紧密和高效，储能的市场价值将得到更充分的体现。此外，储能技术创新将拓展储能的应用场景，使其不局限于传统的发电侧、电网侧和用户侧，在分布式能源系统、微电网、新型电力系统等领域的应用将不断拓展，为实现能源绿色低碳转型和可持续发展目标提供有力支持。然而，储能产业的发展仍面临一些挑战，如储能安全管理、市场监管体系建设、跨区域市场协调等方面，需要政府、企业和科研机构共同努力，加强合作，推动储能产业健康有序发展。
本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬）2025年3期，作者系华南理工大学电力经济与电力市场研究所所长、发展中国家工程技术院院士。
