为了应对气候变化，世界诸多国家提出了碳中和的方案，中国也宣布了“2030年碳达峰，2060年碳中和”的目标。作为碳排放大户，电力行业需要构建以新能源为主体的新型电力系统，大力发展风电、光伏等可再生能源以加速脱碳进程。

储能可很好地解决可再生能源引入的挑战，因此在新型电力系统中具有重要地位。一方面，可解决风光出力高峰与负荷高峰错配的难题，通过削峰填谷，增加谷负荷以促进可再生能源的消纳，减少峰负荷以延缓容量投资需求。另一方面，可解决风光出力随机性和波动性带来的频率稳定难题，尤其是电化学等响应速度较快的新型储能，能提供调频服务提高电网可靠性。

随着电力市场化改革在主要发达国家的推进，未来储能的发展与运营，将主要在市场化的大背景下实现。在电力市场中，储能的充放电安排将改变市场出清结果与系统运行计划，对市场的竞争、价格信号的产生、市场成员的收益等都将产生重要的影响。

然而，原先面向发电机组和用电负荷设计的市场机制并不能很好地适应储能参与。不同于其他资源，储能在效用功能、成本特性、物理约束、装置规模等方面具备特殊性。在效用功能上，储能可以提供削峰填谷、容量资源、调频备用等已经市场化的服务，也可以发挥延缓输电投资、增进网络稳定等尚被管制的服务，这使储能的市场定位模糊化；在物理约束上，储能具备独特的能量有限性，因此放电能力除受功率上限约束外，还受到荷电状态限制，这使储能在出清模型中的建模具有特殊性，容量价值核算也较复杂；在成本特性上，储能的放电成本并无固定值，而是取决于充电时段的价格和其他时段无法放电的机会成本，复杂的成本核算将对市场成员的决策和组织者的监管提出挑战；在装置规模上，配电网侧的分布式储能单机规模远小于传统火电机组，这使得储能无法达到市场要求的最小规模。

因此，为推动储能参与市场，市场组织者需要明确现有市场机制的适应性与不足，研究适合储能的参与方式，明确需要调整的机制要素，并选择合适的技术路线，使市场能更好地配置储能资源。目前，学界为应对储能参与市场带来的挑战，在价值分析、框架体系、交易机制等方面已经做出了诸多研究。在不同的市场模式下，美国、英国、澳大利亚的业界也都做出了相关探索。其中，美国在其联邦能源监管委员会 841法案指导下推进的市场改革，尤其具有参考意义和研究价值。

本文对现有的相关研究工作与实践进行了调研与综述，旨在对储能参与电力市场的交易机制进行系统化梳理，探讨未来机制设计的路径选择与发展方向。

国内外储能参与市场的研究综述

现有关于储能参与市场交易的研究工作，大体遵循如下脉络：部分文献基于储能的物理特性，试图明确储能可为电力系统带来哪些价值；为了能让储能更好地发挥价值，部分文献探讨了面向储能的市场框架体系；交易规模庞大的批发市场是电力市场的重要一环，但现行规则不能很好地适应储能的物理特性，为此部分文献研究了其交易模型的改革；由于分布式储能的兴起，部分文献研究了配电网侧市场机制，利用小规模储能为系统提供更多灵活性资源。本章将结合以上研究脉络展开论述。

1.1 物理特性与价值分析

不同类型的储能在响应速度、能量密度、效率、寿命、经济成本、潜在应用上有所差异，归纳如表1。储能依靠其物理特性，在电力系统中具备诸多潜在价值，可在市场上提供相应的标的。

由于储能可以存储能量，因此可以减少系统峰谷差，节约峰荷机组的燃料费用和启停费用。文献［7］利用市场出清模型，研究了储能对尖峰负荷和价格的削减作用。文献［8-9］分别关注储能对启停成本的节约、对消纳可再生能源的贡献，文献［10］则综合考虑了总运行费用的减少。针对不同类型储能充放电功率和效率的差异，文献［11］研究了其造成的效益差异。

由于储能也具备放电能力，因此可起容量支撑的作用，部分替代对发电机组的投资。文献［12］研究了储能对于发电容量的替代作用，考虑了储能渗透率和可再生能源渗透率的影响。文献［13］则以美国数据为例，发现需要28 GW的储能来提供峰荷容量。

由于电化学储能具备快速响应特性，可被用于提供调频、备用、调压等多种辅助服务。文献［2］关注储能在市场中提供调频服务的潜力，文献［14］则考虑了多种响应速度的备用，而文献［15］研究了储能对保持网络电压稳定的作用。

储能实际上可以通过积极响应而增强电网安全性［16］和提升电能质量［17］，通过充放电减少线路尖峰潮流而延缓输电投资［18］，这实际上能起到输电资产的作用，文献［19］进一步量化考虑了这种作用。

值得注意的是，储能提供的同一项服务，对于不同主体有不同的表现形式［20］，如图1所归纳。如削峰填谷，对电网而言表现为缓解调峰压力［21］，对新能源而言表现为存储超发电量［22］，对用户而言表现为错峰用电［23］。由于本文的落脚点在于市场机制，从市场的角度来看，以上3个价值均可以通过能量市场分时的价格信号加以体现，由市场采购并统一提供。当然，这些服务也可由发电侧、用电侧主体与储能签订使用协议而自行购买。具体选择哪种模式，是储能市场设计中待探讨的问题。

1.2 市场框架体系的设计

目前学界对于面向储能的市场框架设计存在一定分歧：角色定位上，储能应当作为市场主体还是被管制主体？如果作为市场主体，那么体系设计上，储能是依靠现有市场还是新建单独市场进行资源配置？

部分研究站在独立系统运营商（independent system operator，ISO）的角度对储能展开直接投资和控制，研究投资和调度方案。文献［24］通过求解“投资-运营”双层优化模型，得到ISO储能投资的最优容量和运行的最优策略。文献［25］进一步考虑输电、储能的联合优化，将储能视作和输电线路同样性质的资产，由ISO统一运营。文献［26］将储能投资权下放给市场主体，但运营权依旧掌握在ISO手中，储能只能被动地获取部分收益。

更多的文献则站在储能的角度，研究其作为市场主体的投资和交易策略。文献［27-28］研究了储能主体如何利用有限的能量在市场中获取最大的收益，文献［14，29］则研究了储能在能量、备用、调频市场上的联合投标策略，文献［30］考虑了容量市场交易。文献［31-32］进一步考虑了多个储能间策略的交互，用均衡模型求解博弈结果。文献［33-34］同时考虑储能的投资和交易，以扣减投资成本后储能的利润最大化为目标。

以上储能市场策略的研究一般以现有的市场体系为背景，然而，也有部分学者认为可以单独设计以储能使用权为标的的市场。文献［35］设计了一种容量合约机制，售电商根据自身的预期收益、风险偏好向分布式储能发出租赁合约邀约。文献［36］采用类似的框架并设计了更为合理的租金。文献［37-38］设计了储能使用权的拍卖机制，储能拥有者、聚合商分别就出借、借入储能使用权进行报价，市场进行出清确定中标者和价格。文献［39］将储能的使用权类比为保险，投保方为可再生能源发电商，承保方为储能拥有者，当可再生能源出力波动时，可利用储能电量来平抑不平衡电量。

1.3 批发市场的交易模型修正

尽管存在关于储能角色定位和体系设计的争论，现有的批发市场无疑是储能资源配置的重要一环，许多研究对市场的交易模型提出修正建议，使之适应储能的物理特性。

在能量市场模型中，针对储能能量有限性，文献［40］在出清模型中加入储能的荷电状态约束，保证结果可行性，而文献［41］则允许储能申报可变的最大充放电速率。为了反映储能放电的机会成本，文献［42］提出可由ISO根据预测的能量价格核定机会成本，文献［43］则允许储能就时段末的荷电状态提交报价曲线，反映存储能量的价值。

在容量市场上衡量储能的容量价值时，主要难点在于考虑能量有限性的影响。文献［44］是美国ISO宾夕法尼亚-新泽西-马里兰互联（Pennsylvania-New Jersy-Maryland Interconnection，PJM）对储能容量价值进行的思考，除了储能本身的最大放电功率、最大能量容量，储能实际的容量价值还和净负荷曲线形状、储能渗透率有着紧密的联系。研究进一步指出，储能的容量价值还和储能充放电效率、系统电源结构有关。文献［45］认为可以采用一种简单的方式，即根据储能历史上在系统峰荷期的容量支撑表现核定容量价值。

针对储能参与辅助服务市场，文献［46］提出了能量和辅助服务的联合出清模型，考虑储能提供2种标的时的耦合约束，并计算了机会成本。文献［47］考虑储能快速在充放电间切换的能力，为其设计了更大的运行可行域。文献［48］设计了快速频率响应产品，该产品比一次调频响应速度更快，能有效应对系统的低惯量问题，而储能是该产品重要的提供者。

在价格机制上，现有的边际电价机制无法给予储能与贡献相匹配的支付［7］。激励不相容可能导致潜在的策略性行为，文献［49-50］发现拥有市场力、与发电或负荷联合投标的储能可能会策略性报价，这将导致社会福利的减少。为此，文献［51-52］为储能设计了新的电价机制，给予储能更合理的支付。

1.4 配电网侧市场的机制探索

尽管批发市场是配置资源的主要手段，但随着资源的分布化［53-54］，小规模储能的交易同样重要，各类文献对配电网侧市场的机制设计展开了探索。

部分文献构想了“批发市场-聚合商-储能”的3层架构，以聚合商为媒介帮助储能参与市场，并设计了多种商业模式。文献［55］考虑了聚合商提供报价、储能决策运行计划的模式，设计了合适的价格体系，能够在多次反复博弈之下，保证各方互相合作产生更高效益。文献［56-57］中，售电商直接调用储能资源，以应对风光出力的不确定性，并在事前或事后给予储能支付。

也有部分文献研究了配电网内部的直接交易机制，采用了可交易能源、分布式出清、配电网侧节点电价、合作博弈等机制。文献［58-59］在可交易能源的框架下，设计机制帮助配电网侧储能直接交易互动，形成了去中心化的扁平交易体系，文献［60］则采用了分布式的迭代出清方法和自适应式的定价方法用于交易，文献［51］则设计了配电网侧节点电价机制，反映储能对缓解阻塞的作用。文献［61-62］设计了微电网内储能共享的合作博弈体系，帮助各市场主体节约储能投资成本，减少尖峰负荷费用。

2、美国储能参与市场的实践

在过去储能规模有限时，美国各ISO暂时以统一运营、集中决策的方式对储能资源进行调度。ISO与储能所有者签订租赁服务合同，支付一定的费用获取储能的运营权，合同模式包括储能设施使用协议、容量服务协议、混合能量购买协议等［63］。

近年来，随着储能主体数量的增加和总容量的扩大，美国开始尝试赋予储能市场主体的地位，并在现有的现货市场框架内配置储能资源。在2007年的890号法案［64］和2013年的784号法案［65］之后，FERC开始逐步赋予储能市场主体的地位。而在2018年著名的841法案［6］后，市场改革大大加快，准入主体规模大大增加。

在美国市场中，交易-调度一体化的ISO根据市场主体的报价在日前、实时执行全电量出清，确定市场价格和调度计划。因此，美国的市场出清模型构建主要由ISO完成，各ISO出台了一系列政策，包含对能量市场、容量市场、辅助服务市场、输电资产规则的修正，引入储能聚合商等。

2.1 美国FERC 841法案

随着储能主体的增多，美国开始尝试赋予储能市场主体的地位，通过市场竞争的方式配置储能资源。2018年2月，FERC颁布841号法案［6］，要求各ISO在现有的市场框架之内修正规则，为储能参与市场提供便利。

法案首先对储能做出明确定义，即拥有从电网吸收能量和随后向电网反送能量能力的设备，在此简称为“吸收-反送”能力。法案要求市场规则具备中立性，即不同技术类型、地理位置的储能参与市场的规则平等。

法案还对储能的市场参与提出了若干要求，具体可归为2类。

第1类是要求公平赋予储能和其他主体一样的市场地位。首先，储能可参与能量、容量、辅助服务等全体系的市场。这实际上有助于储能在各个市场中完成自身的价值实现与成本回收。以PJM为例，2019年其能量、容量、辅助服务费用分别为133.3、55.1、3.5亿美元，均达到了可观的规模［66］。然后，允许储能在市场上申报投标购电或售电，且其充放电能按照节点电价结算。这实际上让储能反映自身成本，且让市场自主发现储能的调峰价值。2019年PJM平均的峰谷电价价差约为16美元/（MW·h）（合0.105元/（kW·h））［66］，而光伏渗透率较高的美国加州独立系统运营商（California Independent System Operator，CAISO）平均峰谷价差则达到约45美元/（MW·h）（合0.300元/（kW·h））［67］，在某些供需紧张日期，峰谷价差可达到1元/（kW·h）以上。市场可根据不同系统不同日期的调峰压力，给出不同的调峰奖励。

第2类是要求市场考虑储能特殊的物理特性。首先，储能的准入门槛将从1 MW降低到100 kW。这将在很大程度上增加市场主体数量，增强市场的竞争性，实现更大范围内更优的资源配置。根据美国能源部的储能数据库，这使得具备准入资格的电化学储能装置数量从124个上升到289个，占数据库收录项目的比例从25%上升到55%［68］。其次，明确储能的荷电状态约束，保证储能不同时充放电，考虑储能的能量有限性核定其容量价值等。这些政策充分考虑了储能的物理特性，以容量有限性为例，根据CAISO的数据，市场中大多数电池储能的持续放电时间在1~4 h之间，仅有不到5%拥有超过4 h的放电能力［67］，这与传统化石燃料机组有显著的差异。

FERC各法案的思想是指导性的，在具体执行时为各ISO预留了相当的灵活性，允许其结合自身市场特点采用不同的技术路线。

2.2 现货能量市场机制

在改革之前，能量市场出清模型较少考虑储能的物理特性，如荷电状态约束、与电网之间的双向能量流等，而作为现货市场体系的核心，能量市场能直接产生短期调度结果和价格信号，因此大部分ISO都非常关注其出清模型的修正，以帮助储能更好地发挥削峰填谷作用。

在FERC 841法案下，各ISO在选择技术路线方面有一定的自主权，本节以储能规模最大的CAISO、PJM的市场机制为例进行分析，见表2。

1）CAISO的市场模型

截至2020年，CAISO的储能总容量达到7 260 MW，其中非抽水蓄能总容量达到1 120 MW，2项数据均位居美国所有ISO之首［68］。因其较大的储能容量，CAISO在FERC颁布法案之前就已经推动了能量市场模型的修正［69］。

在改革后的市场模式中，储能可以提交价格投标、单日的初始荷电状态和期望达到的末尾荷电状态，由ISO求解多时段耦合的经济调度模型，得到各时段的节点电价和储能的充放电计划。这种模式之下，储能的荷电状态约束由ISO在出清模型中统一考虑，保证了出清结果对于储能的可行性［70］。除去单独提交充电投标价和放电投标价，CAISO也在考虑允许储能提交循环一次充放电的价差投标，这为储能的市场参与提供了更多灵活性［71］。

除去这种为储能设计的特殊市场模式外，储能也可选择提交自调度计划参与市场，这种模式下储能可自行管理荷电状态，但需要作为市场价格的接受者［70］。

在2020年最新推动的市场改革中，CAISO还关注到储能潜在的市场力问题。实际上，由于储能放电的成本取决于充电时的价格和在其他时段无法放电的机会成本，ISO很难像其他机组一样掌握储能的成本区间，这为储能逃避市场监管、虚报高价提供了便利［72］。为此，CAISO计划开发模块评估储能的放电成本。模块将分别计算能量成本、机会成本、装置老化成本等，加总后得到总成本。若ISO认定储能有动用市场力的可能，将用计算出的成本替代投标价进行出清。

2）PJM的市场模型

截至2020年，PJM的储能总容量达到6 220 MW，非抽水蓄能总容量达到780 MW，紧随CAISO之后位居美国各ISO第2位［68］。PJM积极响应FERC的号召，推动多项市场改革［73］。

在改革后的市场模式中，储能需要提交价格投标和自身所处的工作状态［74］。与其他主体一样，价格投标以量-价对阶梯曲线的形式呈现。工作状态是储能提交的特殊物理参数，包含充电、放电、连续、不可用4种，其中连续状态表示储能既可充电也可放电。在PJM模式之下，储能将自己负责荷电状态的管理，以保证充放电计划的可行性。若市场出清结果不可行，储能可在实时运行前65 min修改投标，以在实时市场上交易不平衡电量［75］。

储能也有另外2种参与市场的选项：①和CAISO类似，储能也可选择提交自调度计划参与市场；②储能可以选择将运营控制权完全移交，由PJM统一调度规划。这种模式原先是为单体规模较大的抽水蓄能设计，PJM收集储能的物理参数，并通过交互调用抽水蓄能优化模块（pumped hydro storage optimizer）和市场出清模型，得到社会福利最大的出清结果和储能充放电计划［76］。这种模式之下，储能无法通过投标反映自身运营成本。

2.3 辅助服务市场的出清机制

美国的辅助服务产品众多，包含调频、旋转备用、非旋转备用等。在改革之前，储能无法提供某些辅助服务［77］，而且市场规则也未能充分考虑快速响应型储能的灵活性。为了帮助储能更好地提供辅助服务，各ISO推动了一系列市场改革。

首先，各ISO开始逐步放开限制，允许各类型的储能提供各类型的辅助服务，建立公平的市场环境［77］。考虑到储能的快速响应特性，PJM允许没有基础能量出力的储能也提供调频等辅助服务［78］。作为对比，发电机组提供调频服务时，需要同时中标一定的能量以获得上下调出力的空间。

早在2011年FERC颁布的755号命令［79］，客观上也提高了储能在辅助服务市场的竞争力。该命令要求各ISO区分不同响应速度的资源，给予高响应速度资源更多的奖励。PJM为此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［80］。目前，在PJM市场中，储能以不到4%的容量提供了10.4%的日前旋转备用和23.7%的调频。在调频表现得分上，77.3%的电池储能取到了91分以上的表现得分，而仅有3.0%的天然气发电机组和33.9%的水电机组具有相应性能［66］。

2.4 储能容量价值的测算分析

与发电机组不同，作为容量有限型资源，储能可提供的容量支撑并不仅仅取决于其最大放电速率和强迫停机率，还和最大能量容量等多种因素有关，而原先的容量市场难以较好地考虑这一特性。各ISO也在探索储能参与容量市场的模式，希望给予储能恰当的支付反映其容量价值，从而激励后续容量投资。

在改革初始阶段，各ISO采用了较为简单的规定，要求储能满足一定的连续放电时间，对不能满足的放电功率进行折价。例如，CAISO要求储能放电能力持续4 h以上［81］。能量容量为4 MW·h、功率容量为1 MW的储能能连续放电4 h，因而其容量价值为1 MW，容量系数为100%；而能量容量为2 MW·h、功率容量为1 MW的储能只能连续放电2 h，因而其容量价值只能取0.5 MW，容量系数为50%。其他ISO也采用了类似做法，但在连续放电时间要求上有所差异，例如PJM为10 h，美国西南电力市场（Southwest power pool，SPP）为4 h，美国新英格兰独立系统运营商（Independent System Operator of New England，ISO-NE）为2 h等［81-82］。

也有部分市场采用了更为灵活的折价方式。例如，美国纽约独立系统运营商（New York Independent System Operator，NYISO）根据最长持续放电时间计算分段容量系数。放电功率低于1 000 MW时，能量容量和放电功率比例（简称为能量功率比）为2、4、6、8的储能，容量系数分别核定为45%、90%、100%、100%；放电功率高于1 000 MW时，能量功率比为2、4、6、8的储能，容量系数分别核定为37.5%、75%、90%和100%［83］。

部分ISO也在考虑利用市场仿真的手段精细考虑容量价值。PJM在修正容量市场规则的讨论中，考虑利用有效带负荷能力（effective load carrying capability，ELCC）来衡量储能的容量价值［84］，即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。考虑到这1 MW的储能可以取不同的能量容量，实际上ELCC是能量功率比的函数。通过建立市场仿真模型，并输入负荷曲线形状和分布、电源结构、储能配置等参数，可以求解得到结果。这种方法已经被应用于风电、光伏的容量价值确定［85］，但尚未应用于储能。

2.5 储能作为输电资产的探索

目前，市场一般不允许储能同时从市场渠道和监管渠道获取收益，因为双轨制可能引发监管费率确定、储能运营权归属的争议，FERC也否定了多个储能作为输电资产的申请［86］。但是，储能实际上可以在紧急情况下积极响应而增强电网安全性，并通过充放电减少线路尖峰潮流而延缓输电投资，实际上能起到输电资产的作用［16］。

FERC在2017年颁布PL 17-2-000号纪要［87］，考虑储能作为输电资产获取收益的可能性。纪要提出了储能作为输电资产的4项前提要求：①储能应当具备相对输电线路的成本优势；②应当防止储能为其提供的同种服务从市场、监管渠道同时获得支付；③储能不能影响其他主体的投标空间；④ISO应当保持自身的独立性。在具体执行中，对作为输电项目的储能采取一事一议的审批原则。

CAISO、PJM、美国中部独立系统运营商（Midcontinent Independent System Operator，MISO）等各ISO已在考虑储能作为输电资产的可能性。CAISO已经在2017—2018年的输电扩展计划中，将储能作为输电资产的一个备选项评估，并且推动了2个储能项目的建设［88］。PJM建立了研究专项，向市场参与方征询意见［89］。MISO将储能作为单一输电资产的提案已经得到了FERC批准通过［90］。

实际上，储能作为输电资产有2种模式：一种是储能作为单一输电资产，不再提供市场服务；另一种是储能作为混合资产，同时提供输电服务和市场服务。目前各ISO推动的实际项目大多采用第1种模式，而第2种模式的成本回收机制仍在讨论之中。

2.6 分布式储能通过聚合商参与市场的模式

根据FERC 841法案要求，储能参与市场的规模准入门槛应降低到100 kW，这已经引发了部分ISO对模型计算算力的担忧［91］。然而，配电网侧的分布式储能规模还无法达到100 kW，无法直接参与输电网的批发侧市场。

为了解决分布式资源参与市场的难题，FERC在2020年发布了2222号命令［92］，要求各ISO修正市场模型，帮助分布式资源聚合商参与市场。分布式资源聚合商可能在多个节点与主网产生双向功率流，改革后的模型将考虑这一特殊的物理特性。同时，聚合商能够同时参与能量、辅助服务和容量等多种市场，通过投标反映市场参与意愿，并按照节点电价结算交易能量。MISO等ISO已经修正市场规则，帮助聚合商参与市场［93］。

分布式储能交互的主要对象是聚合商。不同聚合商推出的商业模式有较大差异，包括固定费用租赁合约、根据表现事后分配利润等方式。MISO区域内，部分聚合商采用的是租赁合约模式，每隔一段时间给予分布式资源固定的支付［94］。

3、英国和澳大利亚储能参与市场实践

除去美国之外，英国和澳大利亚也推动政策改革，使市场更好地配置储能资源。

这两国与美国的市场模式有所差异。英国市场没有全电量出清环节，主要由市场主体自主申报发用电计划，然后市场组织者为保证发用电平衡和消除阻塞，组织平衡市场采购上下调电量。澳大利亚市场没有成熟的容量补偿体系，主要依靠尖峰价格反映可靠性价值，而且其能量结算主要基于实时滚动出清的市场价格。市场模式的差异，使两国的市场政策改革具备各自特色。

3.1 英国的市场改革措施

英国目前拥有3 600 MW左右的储能，其中非抽水蓄能为800 MW［68］，英国电化学储能的装机容量位于欧洲前列。

在储能的市场定位上，英国市场对储能作为输电资产持有谨慎态度，原则上不允许电力系统运营商（Electrical System Operator，ESO）直接投资、控制储能资源［95］，而要求储能作为市场主体参与市场。英国近年已经逐步调低参与门槛到1 MW［96］，不过目前尚未对储能给出单独的市场定义，而将其分类为发电资产［97］。

在英国的市场模式中，储能有2种参与能量市场的方法：一是提前通过双边谈判或在交易所交易购入或出售电能，明确交割电力曲线，并在日前提交出力计划，尽管储能本身净发电量小于零，但峰、谷电量块合约可以体现电能的分时价值，储能可出售价格较高的峰时段块合约，购入价格较低的谷时段块合约，套利获取利润；二是参与实时的平衡市场，依靠自身的灵活性，提供上调量应对潜在的功率缺额，提供下调量帮助可再生能源消纳。在2020年的改革之后，储能开始被纳入平衡市场［98］，通过提供上下调节量获利已经没有了政策障碍。

英国也允许储能参与容量市场。在2020年组织的容量市场中，储能中标容量占比约为5%（50.4 GW中的2.7 GW）［99］。英国在核定储能容量价值时，从可靠性指标出发，根据系统的电源结构、负荷曲线形状确定储能实际的容量支撑价值，这与美国市场在讨论的ELCC模式类似［100］。

辅助服务方面，英国也建立了包含增强快速调频、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 s之内完成响应［101］，这尤其有利于电化学储能发挥其灵活性优势。目前，英国有近1 000 MW的储能提供调频服务。

中小型储能可以以聚合商为媒介参与市场。目前英国的聚合商可以提供能量、平衡服务、容量、需求侧响应等多种服务，充分发挥价值［102］。

3.2 澳大利亚的市场改革措施

根据美国能源部数据库的不完全统计，澳大利亚目前共拥有储能3 110 MW，其中非抽水蓄能为320 MW［68］。

澳大利亚和美国市场一样，也拥有能量、辅助服务的交易标的，以供储能完成价值实现，但缺乏成熟的容量补偿机制，只依靠单一能量市场，因此致力于形成准确的能量价格信号［103］。

市场计划从2021年10月开始，将结算时间细粒度从30 min降为5 min，这有助于反映极短供需紧张时段内能量的尖峰价值，储能的快速响应、容量支撑作用可得到奖励［104］。

此外，澳大利亚也考虑了储能与电网之间潜在的双向功率流，定义了新的资源模型。储能资源可同时申报充电报价和放电报价，市场出清时将根据供需情况，决定储能具体的充放电状态和功率。这种新型的模型赋予了储能更大的运行可行域，为市场提供了资源配置的更大空间［105］。

4、储能参与市场的关键问题

结合学界的研究和业界的探索，本章将对储能参与市场的关键问题进行提炼，并比较探讨储能参与市场不同技术路线。

在设计储能参与市场的机制之前，应当明确储能的角色定位；若储能作为市场主体，则需要讨论储能市场的框架设计；储能参与现有的批发市场时，需要探讨能量市场的出清模型、价格机制和容量价值的核算模型；考虑到广泛的分布式储能主体，分布式储能参与市场的交易机制也值得探索。

4.1 储能在市场中的角色定位

由于储能实际上也具备延缓输电投资、增加电网安全等输电资产功能［16，18］，理论上应当获取对应收益，然而输电资产在现有市场中是被管制主体。由此引发了储能的市场定位问题：储能能否作为单一市场主体、能否作为单一被管制主体、能否同时作为市场主体和被管制主体。

从现有研究看，分别有文献以储能作为单一被管制主体［24-26］、单一市场主体［14，27-34］进行研究，也有文献探讨了储能同时作为2种主体的可能性［38］。从美国实践来看，过去FERC对储能作为输电资产持谨慎态度，近年来也开始探索可能性，而各ISO的探索暂时止步于储能作为单一市场主体。

若储能作为单一市场主体，固然可以从能量市场、辅助服务市场和容量市场中获取收益，但市场无法体现其作为输电资产的价值，某些在输电功能方面具有相对优势的储能项目可能无法被投资。

若储能作为单一被管制主体，首先需要充分论证在输电功能上相对线路的优势，并确定合适的投资规模，防止出现盲目、过度投资；论证通过后，储能需要被ISO控制，若提供能量、辅助服务等已市场化的标的，会有损ISO的中立性和独立性。

若储能同时作为市场主体和被管制主体，优势在于有潜力实现其全部价值，可以认为是市场发展的远期目标。但是，还有诸多挑战需要解决：一是需要核定储能从被管制渠道获取的收益量，防止储能为其所提供的同种服务获取双份收益；二是储能需要协调市场职能和被管制的职能，明确在容量有限的情况下以谁为先；三是需要保证ISO的独立性，若由ISO控制的储能也能参与市场投标、影响市场结果，这会引发其他市场主体对公平性的担忧。

4.2 储能参与市场的框架设计

利用市场配置储能资源时，需要设计合适的框架，明确与现有市场的融合方式。

学界的研究中，储能市场与现有市场的融合模式可分为2类：一类是统一运行模式［13，40-47］，即在现有的市场体系中建立储能资源的物理模型，设计合适的市场规则，市场将同时配置发电、用电、储能资源；另一类是独立运行模式［16，26，35-39］，即ISO、发电商或用户作为买方，在储能使用权市场上购买储能使用权，以改善自身平衡能力、出力曲线或用电曲线。从美国实践来看，ISO当前主要采用了统一运行模式。

相对独立运行模式的显式拍卖，统一运行模式实际上实现了储能使用权的隐式拍卖。统一运行模式的优势在于，出清模型的目标函数是社会福利最大化，这能够实现全局最优，储能使用权被配置给创造最大社会福利的主体；同时，统一的市场组织有利于信息发布和市场监管。其劣势在于，出清模型需要同时优化储能的充放电计划、发电出力、用电曲线，这对模型的准确度、求解算法的效率提出了较高要求。

4.3 能量市场模型修正

批发能量市场交易量大，在资源配置体系中具有重要地位。英国市场由各主体自己决策出力计划，储能的引入并不带来明显问题，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［40］和机会成本［42-43］。在美国的实践中，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ISO也允许储能以自调度模式、ISO统一优化模式参与市场。

修正市场模型时，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ISO为责任方能确保出清结果落在储能运行可行域之内，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，ISO统一优化模式能帮助储能更有效地削峰填谷，这可能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，可能更适合于规模较小、成本较为昂贵的电化学储能。值得注意的是，ISO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。

4.4 市场价格机制设计

在目前能量市场的边际电价结算模式之下，储能面临获取的报酬与其贡献不匹配的困境［7］，且随着越来越多的储能发挥削峰填谷的作用，电价峰谷差的减小将压缩储能套利的空间［106］。这实际上为储能的策略性行为提供了动机。因此，需要设计合适的价格机制。

从学界研究来看，诸多学者从结算机制入手，试图提升机制的激励相容性［51-52］。其中，Vickery-Clark-Gloves（VCG）机制是一种经典的按贡献结算的机制，曾得到诸多学者的关注［107-108］。从美国实践来看，CAISO则试图采用成本审核的模式，用监审成本替代具备动用市场力潜力的主体的投标。

VCG机制的优势在于，能在保留市场主体报价权的情况下，有效抑制策略性行为。在该机制中，储能获得支付取决于其创造的社会福利增益，因此个体利益与集体利益一致。然而，VCG机制给予储能支付的增加是以收不抵支为代价的，需要设计配套的不平衡资金疏解方案。另外，单单对储能采用VCG支付，也容易引起其他市场主体的质疑。

采用成本审核模式的优势在于，现有市场已经针对其他主体的市场力出台了类似机制，如PJM的三寡头测试后的成本替代法［109］，这不容易引发公平性质疑，同时也不会产生不平衡资金。然而，成本审核模式并未从根本上解决储能获取的报酬与贡献不匹配的问题，可能会抑制储能的投资［110］。此外，确保成本监审的准确性也是一个挑战。

4.5 储能的容量价值核算

容量充裕性机制能够对资源的容量支撑作用给予奖励，然而，作为容量有限型资源，储能的容量价值的准确核定是一个难题。

目前，一共有如下3种技术路线：①设定连续放电时间要求，对储能的放电功率进行直接折价，为目前大部分ISO所采用；②根据市场仿真的ELCC结果确定储能的容量价值，目前美国各ISO尚在讨论此方案，而英国已经逐步开始实际应用；③对不同能量功率比储能，设定不同的容量系数，为NYISO所采用。

直接折价模式的优点在于标准明晰、执行简单，但其连续充放电时间要求并不合理，这实际上要求在整个峰荷期储能必须保证平稳的放电功率，但实际系统运行中，储能可以根据负荷波动在某些时段减少自身的放电功率，在最高峰增加放电功率，因此储能的容量价值实际上高于直接折价后的功率。

ELCC模式的优点在于，可以根据负荷曲线形状、储能放电功率和能量容量、电源结构等因素，仿真得到较为准确的储能容量价值。其缺点在于，需要在容量市场内嵌仿真程序，技术难度大。另外，仿真结果的精确性取决于输入参数的精确性，但预测的负荷曲线形状、电源结构等参数未必准确。

对不同能量功率比的储能核定不同的容量系数，实际是对前2个模式的折中，兼具2种模式的优缺点。

4.6 分布式储能参与市场的模式

分布化是电力系统的重要趋势之一，但分布式储能参与市场报价的意愿不明，而市场模型也难以直接对数量庞大的分布式储能进行优化，因而需要为分布式储能设计创新性的市场参与模式。

从学界研究来看，一些学者主张以聚合商为沟通分布式储能与批发市场的媒介［55-57］，一些学者则直接设计了配电网侧的分布式储能交易机制［51，58-62］。从美国实践来看，FERC在批发市场层面，要求各ISO培育参与市场的聚合商。

若采用聚合商模式，需要理顺2层关系：一是批发市场和聚合商的关系；二是聚合商和分布式资源的关系。首先，需要考虑聚合商能在多个节点与电网双向交流能量的特性，设计对应的投标规则和出清规则。其次，需要培育聚合商，形成具有市场竞争力的商业模式。

若采用配电网侧直接交易的模式，优势在于可促进配电网能量的就地平衡，减少对输电网络的潮流压力和对批发市场出清的计算压力。但是，仍需要探索交易模式简单、成本较低的机制，以适应小规模主体较低的市场参与意愿和能力。

5、对中国储能参与市场的建议

本章首先回顾了中国储能参与市场的现状与挑战，然后结合学界的研究进展、各国市场的实践探索，对中国储能参与市场的机制设计提出相关建议。

5.1 中国储能参与市场的现状与挑战

在2019年《输配电定价成本监审办法》［111］出台后，储能成本在该监审周期不能核入输配电价成本之中，作为被管制资产的电网侧储能发展受到了限制。2021年4月，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》［112］，要求明确储能市场主体的定位，同时探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。2021年5月，国家发改委发布《进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》［113］，提出储能可从输配电价中回收部分成本，体现其调频、调压、系统备用和黑启动服务的价值。从成本-效益的角度分析，部分储能项目事实上具有提高系统可靠性、替代输配电资产的作用，若被管制渠道的收益放开，一定程度上可以促进部分有成本优势的储能项目的投运。

在相关政策的支持下，电源侧和用户侧的储能发展迅速，但市场参与仍较为有限。例如，青海等地已经出台政策，要求并网的可再生能源配置一定规模的储能；苏州对分布式储能给予度电补贴，刺激用户侧储能的投资。但是，这些政策只是“单点突破”，并没有能够发挥市场配置资源的作用，储能本质上没有成为市场主体，只在促进可再生能源消纳、削峰填谷等特定场景下发挥作用。可喜的是，2016年《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》［114］出台后，陆续有部分地区允许第三方储能进入调频、调峰市场，在全国起到了示范的作用。

目前，山西、广东、甘肃、宁夏等地尝试性地开展了调峰、调频、需求侧响应机制，但准入门槛较高。在允许储能参与市场的省份中，大部分要求储能的放电功率达到10 MW，要求较低的广东省也达2 MW［115-116］，这远远高于美国0.1 MW的准入条件。较高的准入门槛固然减轻了市场组织的压力，但这使得市场不能充分利用小型储能设施，也反过来阻碍小型储能的投资。

目前的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/（kW·h）之间［116］，尚未为电化学储能参与调峰提供充足利润。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。

目前，山西、广东等省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［117-118］。与美国市场类似，中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。

中国目前在推动现货市场的建设，市场运营成熟后，第三方储能有望通过分时价差，获取调峰价值的奖励。各现货试点也在探索容量、辅助服务等全套市场体系。这一过程中，中国也终将面临先行市场遇到的问题，包括如何考虑储能的物理特性，设计合适的报价模式和能量市场出清模型，如何在容量补偿机制中对储能的容量支撑予以奖励等。

5.2 对中国市场建设的建议

在设计中国储能参与市场的路径时，需要同时考虑两方面因素：一方面，过渡阶段中国有一些特色问题亟待解决，以在短期为储能提供公平的市场参与环境；另一方面，考虑到先行国家已有的现货市场机制也面临着储能的不适配性，中国在现货建设过程中宜提前布局，提高市场机制设计的完备性。结合中国当下的情况与现货市场建设的目标，提出如下建议。

1）明确储能的市场主体定位，并探索储能从被管制渠道获取收益的可行性。中国的政策已经明确了储能作为市场主体的定位，因此应修正机制帮助储能参与能量、辅助服务市场。在被管制渠道上，探索解决储能作为输电资产的若干难题，研究储能通过输配电价回收成本的比例，形成一揽子解决方案。

2）扩大储能的市场参与范围，促进各种类型、各种产权性质的储能共同参与市场，并降低准入门槛。中国已有部分省份赋予了第三方储能市场主体的地位，建议在全国推广，并推动发电侧、用户侧的储能资源在闲置时也参与市场竞价，扩大资源优化配置的空间。此外，考虑到中国目前储能准入门槛较高的情况，建议在政策上做好迎接更多小规模储能参与市场的准备，并优化出清算法、提升算力以应对更多投标。

3）形成更有效的调峰、调频价格信号，并逐步向现货市场的分时价格体系过渡。考虑到现货市场建成尚需时日、在地域上也参差不齐，中国独立运行的调峰调频机制在短时间内仍有一定的实施空间。调峰机制方面，建议根据系统运行情况建立动态价格机制，并在供给侧建立竞价机制，使市场发现调峰服务的真实价值。调频机制方面，建议在更多省份推广按调频效果付费的机制，奖励快速响应资源。在远期，逐步将现有的调峰调频市场与现货市场融合，用分时价格替代调峰机制，并推动能量与调频市场的联合运行。

4）在建设现货市场时，将储能纳入统一的市场运行框架之中，同时探索以储能容量使用权为标的的交易机制。与美国市场类似，中国当前的大多数现货试点采用了统一运营优化的市场模式，因而具备了统一优化储能运行计划的条件，可以尝试促成更高的社会福利。此外，可开展以储能容量的使用权为标的的交易机制，可以灵活地实现运营委托，满足个性化的交易需要，使储能资源在更大范围内发挥更大的贡献，提高其投资运营的经济性。例如，可帮助可再生能源等主体在部分时段平抑市场风险，以此激励可再生能源在投建时即寻找配套的储能设施，从而保证系统调节能力的充足。

5）建设全电量出清的现货市场时，需要建立完善的能量市场出清模型，使之适应储能的荷电状态约束、老化成本等特性，并探索不同参与机制对不同类型储能的适用性。中国当前的现货市场试点仍在起步阶段，投标、出清等环节仍不能精细化地适应储能的物理特性。各试点市场应在建设到一定阶段时，适时考虑储能参与交易的机制要素设计，如：根据自身的软件算力、市场主体投标能力等实际情况，确定荷电状态约束的管理责任方和投标标的形式。另外，可探索量-价投标、自调度、市场组织者直接调度等多种市场参与模式，供储能市场主体根据其自身特点和主观意愿选择。

6）考虑现货市场边际电价支付机制下储能潜在的策略性行为，对储能的放电成本进行核准分析，探索构建按照实际贡献支付的价格机制。目前中国储能的规模有限，峰谷差的减少不一定会使储能丧失削峰填谷的激励。但是，储能规模扩大后，如果峰谷差降低，储能可能在市场上出现策略性报价的情况，如虚报高价或物理持留等，而现有的市场监管办法难以对这种情况进行辨识与干预。为此，需要未雨绸缪，对储能参与市场交易的能量成本、机会成本、装置老化成本等提前进行摸底分析，掌握其大致成本区间。此外，需要探索按实际贡献对储能展开支付的可能性，这既能抑制储能的策略性行为，也可赋予储能更大的投资激励。

7）在探索容量补偿机制的过程中，结合具体的尖峰负荷曲线形状、电源结构等系统特性，合理核算储能资源的容量价值。中国未来电网的可再生能源比例将不断提升，电网实际运行需要不同能量功率比的储能以应对不同持续时间的尖峰负荷。因此，需要差异化考虑不同能量功率比储能的容量价值，以取代简单地以最小持续放电时间对储能容量进行无差别折价的粗糙方式。在技术条件成熟后，可过渡到ELCC模式，实现容量价值的精确化核定。

8）激励分布式储能投资，积极培育聚合商主体，并探索储能参与配电网侧直接交易的模式。分布式可再生能源是未来中国重要的能源发展方向，分布式储能作为其配套，对于配电网实时平衡、自主调峰具有重要作用。一方面，可开展聚合商聚合分布式资源的试点项目，在实践中探索发展商业模式，帮助批发侧市场更好地利用分布式储能资源；另一方面，可探索研究储能参与配电网侧直接交易的机制，形成交易成本低、流程简单、适应性好的市场机制。

结  语

在发展高比例可再生能源的背景下，为促进并适应储能参与市场交易，本文从市场价值、交易框架、市场模型等角度综述了国内外的研究情况，并详细介绍了在不同市场模式下，美国、英国、澳大利亚在市场机制方面做出的方案探索和规则修订。其中，在FERC 841法案指导下，美国各ISO的实践尤具代表性。

基于学界研究和业界实践，本文从6个方面归纳了储能参与市场交易的关键机制问题：储能的市场角色定位、储能市场的框架设计、能量市场的模型修正、市场价格机制设计、储能容量价值核算、分布式储能的市场参与机制，并对比了不同机制设计方案的优势和劣势。

最后，本文结合中国市场起步期的问题和现货市场建设的远景，借鉴学界研究和先行国家经验，对中国储能参与市场提出了政策建议。

来源：《电力系统自动化》

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