庄晓丹，刘卫东，黄为群，邓晖，王伟

(1. 浙江电力交易中心有限公司，浙江 杭州 310020；2. 浙江华云电力实业集团有限公司，浙江 杭州 310051；3. 国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，浙江 杭州 310014；4. 浙江华云信息科技有限公司，浙江 杭州 310051)

0 引言

目前，中国正积极推动更高比例的可再生能源接入电网[1-2]。以风电、光伏等为代表的可再生能源对于电力系统灵活性以及电网可调节资源的配置提出了更高要求[3]。储能技术具有迅速响应、控制精确、可双向调节充放电等特点[4]，可以解决可再生能源并网带来的许多问题[5]。近年来，随着储能技术在投资成本、使用寿命、运行可靠性等方面取得突破性进展[6-7]，调频已成为最先能够体现储能技术价值的方式[8]。合理的辅助服务市场机制是储能在调频市场能盈利的重要保障[9]。

目前中国共17个地区已经发布了针对电力辅助服务市场运营规则的政策，面对电化学储能电站飞速发展和规模不断扩大的局面，电化学储能的价格政策以及整体的市场化交易机制有一定滞后。近年来，国内外学者们围绕储能主体独立参与市场[10]，针对其成本构成[11]、应用场景、定价机制[12]、商业模式[13]和投资回报机制[14]展开了研究。同时，根据电力系统的物理结构和运行模式，分别为储能主体一次、二次调频[15-16]建立相应的储能电源调频模型。随着综合能源系统的发展，储能与分布式光伏[17]、风电[18]、火电[19]等形式的能源联合运行优化得到了广泛研究，但目前储能参与市场的商业模式和投资效益难以确定[20-21]。

本文首先对比分析了浙江与其他区域现货电能量市场以及调频辅助服务市场交易机制的特点。然后以浙江省某月现货市场结算试运行环境为例，对储能参与电能量市场和调频辅助服务市场效益进行模拟测算分析。

1 浙江现货市场交易机制分析

浙江电力市场模式采用集中式，电能量市场设计按照交易周期分为中长期交易、日前交易和实时交易。中长期金融属性差价合约以及全电量出清方式的现货市场被应用于浙江整体市场，并按照“日前基准、实时差量、合约差价”的原则进行结算。浙江第3次现货市场结算试运行期间采用发电侧零和模式，市场各项分摊返还费用包括电能量分摊返还资金、成本补偿费用、市场化辅助服务费用，由参与现货市场试运行机组按照各自政府授权合约电费的比例进行分摊返还。

根据调频性能指标对调频费用的影响，浙江与各区域现货调频辅助服务市场交易机制分为3类：（1）现货调频辅助服务市场。容量价格和里程价格出清时考虑了机组调频性能指标，并且调频性能指标计算时考虑的要素更为全面，主要包括浙江电力市场和美国宾夕法尼亚—新泽西—马里兰（PJM）市场；（2）现货调频辅助服务市场。在容量价格和里程价格出清时都未考虑机组调频性能指标，主要包括山东和广东电力市场；（3）现货调频辅助服务市场。在容量价格和里程价格出清时考虑了机组调频性能指标，但调频性能指标计算方法较为简单，主要包括新英格兰市场、加州、中部市场和纽约州市场[22-25]。

PJM电力市场在调频性能指标的计算方面更为全面和严格，调频性能指标S可表示为

式中：Mrate为调节速率；Mdel为调节时效；Mpre为调节精度；k1、k2、k3分别为各参数的权重系数。

2 浙江电网算例分析

现有浙江某10 kV储能电站，储能电池选用铅碳电池，设计额定充放电功率9 MW，储能电量为 24 MW·h，深度充放循环次数限额 2 200次，寿命约为5 ～10年，充放电效率88%，最终衰减后余量80%，平均循环衰减为0.91%/100次，项目投资约8 000万元。本文基于浙江某月现货市场结算试运行的相关数据，对储能电站的收益进行模拟测算，分析储能收益。

2.1 储能参与现货电能量市场效益测算

根据浙江省电力市场的特点，设计了储能参与现货电能量市场的4种方案。方案A：根据峰平谷时段进行充放电，每天两充两放，在低谷时段充电，结算价格为低谷电价353.6元/(MW·h)，在高峰时段放电，结算价格为燃煤标杆电价412.3元/(MW·h)。方案B：根据现货市场价格进行两充两放，凌晨期间用电侧平均电价最低时段充电，早高峰发电侧节点电价高时段放电，中午负荷下降期间用电侧平均电价最低时段二次充电，下午高峰时段发电侧电价高时段放电。方案C：以自计划机组参与现货市场，作为价格的接收者。根据现货试运行期间每日48个时段的平均负荷侧价格和发电侧价格情况，设置储能电站自计划运行时间，具体为08:45—11:00及14:15—16:45申报发电曲线，02:30—05:00及11:00—13:30申报充电曲线。方案D：充电及放电分别报量报价参与市场，报价采用每日统一报价方式。在保证总度电差价＞274.3元/(MW·h)的条件下，对每日的最优报价情况进行测算，负荷(充电)报价为–200 ～160元/(MW·h)，发电 (放电)报价为–434 ～230元/(MW·h)。

储能参与市场模拟时合约电量为0，浙江现货市场电能量结算公式为

基于以上情况，根据浙江现货市场结算试运行电量和电价等数据，不同方案下储能电站参与现货市场的整月收益情况如表1所示。在表1中，月收益是收入与月支出的差值。月支出由电能量费用和输配电费用构成，其中方案B和方案C的输配电费用均为33.067万元，方案D的输配电费用为12.975万元。

表1 不同方案下的结算数据Table 1 Settlement data of different schemes

2.2 储能参与现货调频辅助服务市场效益测算

浙江电力市场在结算试运行期间，日前市场进行调频辅助服务的申报，包括调频容量申报、调频容量价格申报和调频里程价格申报。系统根据每台机组历史调频性能对报价进行调整，得到调频组合排序价格，并对调频单元进行排序，按调频单元申报容量和系统调频容量需求进行边际出清，确定中标调频单元，具体过程可表示为

若调频单元的调频容量和调频里程申报均为零，则默认其实际的调频机会成本为零。若调频单元的调频申报不为零，则使用实时市场电能价格计算得到实际的调频机会成本。实际出清中标过程中的各个价格的计算公式为

实际调频性能归一化指标将被考虑在调频容量收入和调频里程收入中，即

假定储能及其他类型调频辅助服务单元，参与市场的容量报价和里程报价一致，不考虑电能量市场影响，市场申报资源全部中标，仅根据不同规则情况判断其他参数对储能参与调频市场的影响。储能参与调频市场的基本参数如表2所示。根据表2的各项参数，结合浙江调频辅助服务市场定价方法进行结算，浙江电力市场调频辅助服务的定价情况如表3所示。

表2 调频市场的基本参数Table 2 Basic parameters of frequency regulation market

由表2和表3可以看出，虽然燃气机组、煤电机组和储能调频容量报价和里程报价一致，但由于储能调频性能指标优越，其在辅助服务市场中可以获得优先出清的概率增加。测算得出浙江规则下市场调频出清价格为77.88元/(MW·h)，调频里程价格为7.08元/MW，各调频单元结算费用如表4所示。

表3 辅助服务市场调频定价Table 3 Frequency regulation pricing in auxiliary service market

表4 调频单元结算费用Table 4 Settlement cost of frequency regulation unit

根据表3可以看出，引入调频性能指标后，储能的调频组合排序价格具有显著优势，可以优先获得出清，同时在调频调用时也会被优先调用，增加了储能调频里程收益。假设储能站作为调频市场中调节性能最好的机组，可以在调频市场中优先中标获得调用。该储能站预期寿命5年，运行期间月收益为167.2万元，年收益可达2 006.1万元，年投资回报率可达到25%。

3 结果分析

考虑储能转换效率、容量衰减和输配电成本的情况下，方案D收益最高。方案A采用计划模式，储能低谷充电按照电网销售电价进行结算，受交叉补贴影响，其充电成本较小，只能基本维持收益。方案B和方案C，虽然选择了合适的价格时段和负荷时段进行充放电，但是由于市场整体价差空间较小和输配电成本占比较大，以及发电量增加后电量损耗成本增加，导致整体亏损。方案D通过积极响应市场需求，合理申报发电电价和负荷电价，充分发挥了储能的调节能力，发用电电量结算价差达到313.36元/(MW·h)，扣除输配电费用后仍有83.33元/(MW·h)的收益空间。

考虑储能转换效率、容量损耗情况下，模拟测算中，储能参与调频辅助服务市场月收益可达167.2万元，远高于其参与电能量市场收益。若储能同时参与电能量市场和调频市场，即部分容量参与调频市场，部分容量参与电能量市场，或者生命周期内部分时段参与电能量市场，部分时段参与调频市场时，其收益将在单独参与电能量市场和调频服务市场之间。

4 结语

本文对于适应储能参与现货市场的交易机制进行了有益的探索，有助于更好地引导电化学储能参与现货市场交易并取得良好效益。以浙江省为例，对于储能参与现货电能量市场的效益和参与调频市场出清进行了测算分析，结论如下。

（1）储能具备电力生产和消费在时间上进行解耦的弹性功能，其全电量参与现货电能量市场需要寻求市场价差空间才能获得盈利，受储能转换效率、容量损耗和输配电及附加成本的影响，储能参与电能量市场获利难度较大。电力市场中，储能应以参与电能量市场为辅，参与调频市场为主，作为电网灵活调度资源参与辅助服务市场。

（2）浙江、美国和广东电力市场在调频辅助服务市场机制各有不同，但整体来看都更注重实际调频效果的补偿。以浙江为例的测算分析表明在市场出清和价格结算方面引入调频性能参数，有利于提高储能单元参与调频辅助服务的中标概率。