導讀： 隨著電力市場改革的進一步深化，電力輔助服務(wù)市場成為改革的熱點和重點。而儲能作為手段之一，憑借其快速精確的響應(yīng)能力和靈活的布置方式，已經(jīng)在以調(diào)頻為代表的輔助服務(wù)領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)了商業(yè)化的突破。但從另一方面看，與儲能高效合理應(yīng)用相配套的市場機制和政策
隨著電力市場改革的進一步深化，電力輔助服務(wù)市場成為改革的熱點和重點。而儲能作為手段之一，憑借其快速精確的響應(yīng)能力和靈活的布置方式，已經(jīng)在以調(diào)頻為代表的輔助服務(wù)領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)了商業(yè)化的突破。但從另一方面看，與儲能高效合理應(yīng)用相配套的市場機制和政策環(huán)境還存在諸多缺失。今后隨著更高比例可再生能源的接入，我國電力系統(tǒng)對靈活性資源參與調(diào)節(jié)的需求會更高，儲能在未來低碳化的能源體系下將發(fā)揮著至關(guān)重要的作用，相比較而言，我國輔助服務(wù)市場建設(shè)尚處于初級階段，市場規(guī)則合理性還有待探究，規(guī)則的調(diào)整還需要與時俱進，且要朝著長效發(fā)展的目標邁進。
市場化取得了一定進展，但仍存在不少問題
目前儲能參與輔助服務(wù)市場面臨的問題與困難，可以總結(jié)為以下幾點：
儲能系統(tǒng)進入輔助服務(wù)市場的身份認定。
身份認定，也即“如何進入市場”的問題，這個可以從兩個層面看：
一是規(guī)則允許進入但實際操作存在很多困難，從各地區(qū)輔助服務(wù)市場規(guī)則條文來看，基本明確了儲能參與輔助服務(wù)市場的身份，獨立儲能電站和聯(lián)合儲能電站形式均被允許參與輔助服務(wù)。但從實際層面操作層面看，除儲能綁定火電機組形式以外，其他形式儲能系統(tǒng)還難以進入市場，現(xiàn)有的交易、調(diào)度等平臺還難以支撐此類項目參與服務(wù)，并且在土地，并網(wǎng)等審批環(huán)節(jié)還存在一些困難。長遠來看，獨立儲能電站和集成資源的用戶側(cè)儲能電站也會是參與輔助服務(wù)應(yīng)用的主力，還需要完善技術(shù)配套和政策支撐。
二是進入之后，在市場中的“待遇”與其他參與主體相比有差距，也即“公平性的問題”。目前各地還是存在冗余機組擠壓優(yōu)質(zhì)資源市場空間的現(xiàn)象，并且輔助服務(wù)的調(diào)度策略相對簡單，缺少針對獨立型儲能電站的優(yōu)化調(diào)度機制，且不滿足未來電力現(xiàn)貨市場需求，無法保證與電力現(xiàn)貨市場的銜接。這也是現(xiàn)有儲能項目偏向于綁定獨立調(diào)度主體的原因，獨立儲能電站還難與其他市場主體真正公平地競爭。
儲能項目投資收益難以得到保證
目前儲能進入輔助服務(wù)市場后，還存在盈利難以保證的問題。在市場開放之初，由于邊際價值較高，儲能可獲得高價值回報的區(qū)域主要集中在執(zhí)行“按效果付費”較好的調(diào)頻輔助服務(wù)區(qū)域。但政策的快速調(diào)整極大地影響著儲能參與輔助服務(wù)市場的投資收益。2019年，華北能源監(jiān)管局在華北兩個細則中調(diào)整K值上限，以及對蒙西電網(wǎng)細則中“日調(diào)節(jié)深度”及“AGC 服務(wù)貢獻日補償電量”計算方式的修訂，均使調(diào)頻輔助服務(wù)收益產(chǎn)生了明顯的下降。
缺少輔助服務(wù)市場的長效運行機制
總體來說，我國輔助服務(wù)市場機制尚未形成，儲能等新調(diào)節(jié)資源提供輔助服務(wù)的成本和響應(yīng)補償并不能完全反映電力系統(tǒng)所需，相應(yīng)的成本支付也未能通過市場向?qū)嶋H受益方傳導。這其實是輔助服務(wù)的一個整體問題，它與電力市場尤其是現(xiàn)貨市場的建設(shè)步伐息息相關(guān)，亟需通過電力市場深化改革完善輔助服務(wù)價格形成機制，逐步將輔助服務(wù)市場規(guī)則與現(xiàn)貨市場掛鉤，這也是解決各類新技術(shù)和新市場主體參與市場并獲得合理價值回報的必要途徑。
國外儲能參與輔助服務(wù)市場的規(guī)則設(shè)計
美國是全球范圍內(nèi)最先將儲能系統(tǒng)規(guī)?；瘧?yīng)用于電力系統(tǒng)輔助服務(wù)的國家，目前已有大量商業(yè)化儲能項目應(yīng)用于輔助服務(wù)領(lǐng)域。儲能技術(shù)之所以能夠在美國輔助服務(wù)市場得到規(guī)模化應(yīng)用，除了得益于儲能技術(shù)成本下降，也要歸功于美國聯(lián)邦能源監(jiān)管委員會(FERC)在明確儲能參與輔助服務(wù)市場的身份，確保在市場中獲取合理收益，以及輔助服務(wù)費用來源等方面在政策和立法層面的支持和保障。這里介紹一下美國的成功經(jīng)驗。
明確儲能參與輔助服務(wù)的身份
在美國電力批發(fā)市場中，儲能被看作是一類特殊的電力資產(chǎn)，其定義是“非發(fā)電資源”(NGR)。不同于發(fā)電機，NGR是可以在整個容量范圍內(nèi)從負到正進行靈活調(diào)節(jié)的一種資源，例如從充電到放電，從負到正，連續(xù)調(diào)度到任何水平。NGR具有兩大特性：一是NGR模型比一般發(fā)電機組更為簡單，既沒有啟動成本，也沒有關(guān)機成本、最小負荷成本或者轉(zhuǎn)換成本;二是NGR可以提供能量服務(wù)、容量服務(wù)和各種輔助服務(wù)。儲能裝置在批發(fā)市場中只有兩個報價，充電報價和放電報價。為保證參與市場，運行成本最低保證中標，儲能裝置基本都是零報價。
明確“按效果付費機制”
鑒于儲能是能夠獨立提供優(yōu)質(zhì)輔助服務(wù)的電源，其與提供輔助服務(wù)的傳統(tǒng)電源地位相同，針對傳統(tǒng)電源的輔助服務(wù)補償機制也同樣適用于儲能，即，不論何種儲能技術(shù)，均以其為對電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的影響為原則，進行合理的補償。
FERC在2011年12月發(fā)布了755法案《批發(fā)電力市場的調(diào)頻服務(wù)補償》，明確要求各個電力市場出臺基于效果的付費補償方案，對調(diào)頻資源的實際貢獻進行補償。法令要求調(diào)頻輔助服務(wù)市場對調(diào)頻資源必須包含兩部分補償：①現(xiàn)有的容量補償，包含邊際電源的機會成本;②效果補償，反映調(diào)頻資源提供調(diào)頻輔助服務(wù)的質(zhì)量(如跟隨控制信號的準確度)以及實際貢獻數(shù)量。一般而言，調(diào)頻里程越大，調(diào)頻性能指標越高，所能獲得的收益也越大。在新的補償方案下，容量收益不再是“固定”收益，調(diào)頻性能指標為零時，容量收益可能也為零。因而，供應(yīng)商的調(diào)頻效果會影響其最終所能獲得的調(diào)頻總收益。這使得儲能系統(tǒng)參與電網(wǎng)AGC調(diào)頻服務(wù)獲得合理回報的問題得以解決。
實現(xiàn)調(diào)頻，備用與電能量的聯(lián)合優(yōu)化出清
這里以PJM市場為例，作為已經(jīng)成熟運行多年的電力現(xiàn)貨市場，輔助服務(wù)與現(xiàn)貨市場聯(lián)合優(yōu)化出清，可以保證對因調(diào)頻引起的電能量價格變化以及提供備用服務(wù)而造成的機會損失成本進行準確定價。從而真正實現(xiàn)輔助服務(wù)的市場化，PJM市場聯(lián)合優(yōu)化出清的具體時序如下
在日前市場上，ISO聯(lián)合優(yōu)化出清能量、備用、調(diào)頻，但對調(diào)頻不進行結(jié)算;
在時前市場上，ISO重新聯(lián)合優(yōu)化出清，確定調(diào)頻資源的機組組合和中標調(diào)頻容量;在進入運行小時以前，機組必須按照指令將其出力水平調(diào)整到調(diào)頻出力水平，即在時前完成調(diào)頻市場中標;
在進入運行小時后，ISO聯(lián)合優(yōu)化出清能量、備用和調(diào)頻，每個調(diào)度小時分為12個調(diào)度時段，每個調(diào)度時段為5min。每5min都會進行一次能量出清，用于市場結(jié)算。確定每個調(diào)度時段的實時電能量市場節(jié)點邊際電價(LMP)、調(diào)頻容量價格、調(diào)頻里程價格，再通過求11個時段的算術(shù)平均值，獲得該調(diào)度小時的電能量和調(diào)頻，備用價格，完成調(diào)頻市場定價。
至于輔助服務(wù)的長效機制，即輔助服務(wù)成本由電力用戶分攤，在國外大多數(shù)成熟電力市場均已實現(xiàn)。
對國內(nèi)儲能參與輔助服務(wù)市場規(guī)則的建議
根據(jù)美國和其他國際市場的經(jīng)驗看，輔助服務(wù)市場均基于成熟的電力現(xiàn)貨市場，根據(jù)存在時序和地點特性差別的電價信號設(shè)計。
從目前國內(nèi)情況看，電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點剛剛起步，現(xiàn)代電力市場體系建設(shè)還需要大量的時間和努力，近中期內(nèi)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)仍以試點為主。在這些試點地區(qū)，輔助服務(wù)補償機制需要配合電力現(xiàn)貨交易機制建設(shè)逐步地進行市場化，對于儲能，可以將具備調(diào)節(jié)能力，能夠接受調(diào)度指令的裝置均視為輔助服務(wù)供應(yīng)主體，并根據(jù)性能進行定制化并網(wǎng)調(diào)度規(guī)則設(shè)計。同時，基于調(diào)頻性能，進行儲能替代常規(guī)機組參與調(diào)頻替代比的量化評估，從而進一步優(yōu)化調(diào)頻容量，釋放更多優(yōu)質(zhì)資源進入市場。在運行層面，盡早實現(xiàn)調(diào)頻、備用與電能量的聯(lián)合優(yōu)化出清，以達到提高市場效率的最終目的。在價格分攤方面，由用戶側(cè)承擔輔助服務(wù)費用、現(xiàn)貨交易用戶側(cè)單軌制(即不存在優(yōu)先購電用戶)，該情況是最為理想的。
同時，在廣大的非現(xiàn)貨市場試點地區(qū)，“計劃調(diào)度+直接交易”的計劃改良模式還將長期存在。在這些地區(qū)，可以將各類型機組中調(diào)節(jié)能力最差的機組輔助服務(wù)水平作為有償輔助服務(wù)的起點，來體現(xiàn)輔助服務(wù)供應(yīng)能力的公平性。同時引入容量備用輔助服務(wù)產(chǎn)品類型，讓提供容量備用的機組獲得其合理合法的收益。在費用分攤方面，伴隨計劃放開，參與直接交易的用戶應(yīng)當承擔自身電量對應(yīng)的輔助服務(wù)費用，逐漸過渡到全部輔助服務(wù)費用由用戶承擔。
關(guān)于輔助服務(wù)的費用由電力用戶分攤，這是將國內(nèi)現(xiàn)有的輔助服務(wù)市場在發(fā)電商之間“零和博弈”最終過渡到真正市場化不可避免的一步。其實在上網(wǎng)電價逐步放開之后，發(fā)電側(cè)承擔輔助服務(wù)費用的理論基礎(chǔ)，也就是標桿電價已經(jīng)包含了輔助服務(wù)成本已經(jīng)不存在了。實際的交易過程中，雙方都是在為電能量價格進行博弈，而沒有對輔助服務(wù)部分進行討論?？紤]到輔助服務(wù)是電能生產(chǎn)必不可少的組成因素，從市場化的角度看，無論輔助服務(wù)的成本如何、費用高低，都應(yīng)當由電力用戶承擔輔助服務(wù)費用。而且在可再生能源滲透率快速提高的大背景下，按照“誰收益，誰承擔”的原則，可以認為最終是用戶使用了占比更高的可再生能源，享受到了“綠色能源帶來的環(huán)境改善收益”自然應(yīng)當為此支付相應(yīng)的費用。該部分費用既應(yīng)該包括可再生能源的電能量價格，也應(yīng)該包括使用這些可再生能源需要的輔助服務(wù)費用。
關(guān)于按效果付費使輔助服務(wù)費用上漲，以及國家處于降低實體經(jīng)濟用電成本的階段，難于考慮直接向用戶疏導，這確實是一個很重要的問題，也是目前監(jiān)管者推動輔助服務(wù)機制進退兩難的地方。關(guān)于這一點，筆者想說的是：
一：我國總體輔助服務(wù)價格的占比相對國外電力市場化的國家整體還是偏低的，尤其是可再生能源較多的國家如德國和一些北歐國家。
二：由于多年來高速的電源建設(shè)步伐，以及經(jīng)濟增速的放緩，目前是處在電力過剩的階段。而隨著電力交易市場化的推進，各地直接交易的均價實際上低于國家核定電價，即部分電力用戶已經(jīng)享受到了實際的價格優(yōu)惠。此時，將輔助服務(wù)費用轉(zhuǎn)移給電力用戶，用戶看到賬單上存在輔助服務(wù)費用，但是整體感受電價仍然是降低，這樣阻力會減小。
三：隨著可再生能源滲透率的不斷增加，輔助服務(wù)的需求會相應(yīng)增長，而儲能作為優(yōu)質(zhì)的調(diào)節(jié)資源，參與到輔助服務(wù)市場中，反而會對輔助服務(wù)費用的上漲起到抑制作用。
綜合三點，輔助服務(wù)費用向用戶分攤是最終趨勢，其具體推行的節(jié)奏可以根據(jù)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的步伐進行調(diào)整，但不宜過晚。如果等到可再生能源比例高到一定程度再向用戶傳導，阻力會比現(xiàn)在更大。
綜上，就儲能參與輔助服務(wù)市場，應(yīng)分階段優(yōu)化市場機制，率先明確不同儲能應(yīng)用形式的市場身份，理清不同電力系統(tǒng)環(huán)境下的調(diào)節(jié)資源需求，后利用市場規(guī)則反映儲能靈活調(diào)節(jié)能力價值，并由受益方為此進行支付。
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