新型储能因其良好的调节性能、可灵活配置、建设周期短等优势，成为构建新型能源体系的重要支撑。2021年7月，国家发改委、国家能源局印发《关于加快推进新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号），拉开了我国新型储能加快速度进行发展的序幕，并提出新型储能装机到2025年达到3000万千瓦以上。2022年5月，国家发改委、国家能源局印发《关于逐步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（发改办运行〔2022〕475号），明确新型储能可作为独立储能参与电力市场，要求以市场化为主优化储能调度运用。随之，各省区加快探索新型储能的调度运用和参与市场机制建设。

  根据各省区投产和规划情况，预计2023年底我国新型储能装机规模将达到3000万千瓦，其中大部分容量为锂离子电池电化学储能，提前2年完成“1051号文”目标。目前，山西电网已有4座电化学独立储能电站投运，合计容量40万千瓦/65万千瓦时，已明确接网方案的独立储能项目超过40个，总容量超过900万千瓦。新型储能特别是电化学储能的规模在迅速增加，但其调度运用和参与市场机制尚处于探索阶段，还未形成较成熟的体系。山西电力现货市场在国内最早开展连续结算试运行，对电化学储能调度运用和参与市场机制的研究起步较早，相关探索实践与思考分析可为其他省区提供借鉴。

  抽水蓄能可以视作广义储能的一种，电化学储能是各类新型储能中发展相对成熟、目前商业应用最多的一类。

  在参与电力系统调峰方面，电化学储能电站与抽水蓄能电站的运行特性较为相似，均为大号“充电宝”角色，两者容量有限、储能小时数有限且存在“充放电”损耗。两者存在的差异有：一是抽蓄电站容量通常能达到百万千瓦级别，储能小时数一般可达到4～6小时；目前，电化学储能电站容量多在30万千瓦以下，储能小时数一般在1～2小时。二是电化学储能的出力可在负额定容量至正额定容量范围内调整变化；抽蓄电站通常按单个机组进行调用，且机组抽水时一般只能以额定容量运行，发电时因机组存在振动区，通常只能在50%左右额定容量之间运行。三是抽蓄抽发循环的发电与抽水电量之比一般在75%左右；电化学储能充放循环的放电与充电量之比通常在85%以上。此外，电化学储能有自放电现象，锂离子电池月度自放电率为2%～5%；抽蓄则存在水库蒸发问题。

  在参与调频方面，电化学储能电站在正常并网状态下全天可参与一次调频和二次调频；抽蓄机组停机状态下无法参与一、二次调频，在开机状态下可参与一次调频，机组抽水状态下因固定为额定功率运行无法参与二次调频，机组发电状态下可在非振动区范围内参与二次调频。

  在电压调节和支撑、黑启动等方面，抽蓄机组开机状态下，无论抽水、发电、调相工况都具有优秀的调压能力，系统故障扰动时能够为系统稳定提供电压支撑，并具有黑启动能力。目前，商业运营的电化学储能电站主要是跟网型储能，其正常运行时有较好的电压调节性能，但电站近区系统发生大扰动故障时，不能为系统稳定提供电压支撑；正在试点应用的构网型储能电站具有类似同步发电机的外部特性，其在系统故障扰动时，能快速为系统提供电压支撑和惯量支撑，改善系统频率和电压稳定，并支持孤网运行和黑启动。

  由上述分析可见，电化学储能电站与抽蓄电站在电力系统中的运行特性虽然有一定差别，但也有不少相似之处，并且都能发挥调峰、调频、调压等调节作用。

  从建设周期、单位容量成本和电站寿命看，抽蓄电站建设周期及电站寿命相比电化学储能都长得多，单位容量建设成本一般要显著低一些。从价格形成机制来看，国家发改委关于《加强完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）要求，自2023年起，抽蓄电站全部执行“容量+电量”的两部制电价，并对容量电价的核定机制作了具体规定；同时，要求推动抽蓄电站平等参与中长期、现货及辅助服务市场，规定在现货市场运行地区，抽水蓄能电价和上网电价按现货市场行情报价结算，但上一监管周期内参与辅助服务和现货市场收益的80%，在下一监管周期核定电站容量电价时要扣减，20%由电站分享。对于新型储能，“475号文”明确坚持以市场化方式形成价格，加快推进独立储能参与中长期和现货市场，鼓励参与辅助服务市场，并提出研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制。此外，多个省市政府有关部门出台的文件中均提出，新能源项目可通过租赁独立储能电站部分容量的方式满足其调节资源配置要求，为储能电站提供了另一种获得收益的途径。

  可以看出，除容量租赁外，相关文件对新型储能电站价格形成、获取收益途径的定位与抽蓄电站较为接近，区别主要是：抽蓄电站容量电价核定机制已确定并开始执行，容量电费能够补偿其抽发运行成本外的另外的成本及合理收益，电站可获得参与现货和辅助服务收益的20%；而新型储能电站容量电价机制尚未明确且暂只列入了电网侧储能，除容量租赁收益外，其只可以通过参与电力市场交易回收成本获取收益。目前，山东电力市场已建立发电侧容量电价机制，独立储能可与火电等常规电源一同获得容量电费。

  在现货市场运行的省区，常规电源与用户签订较高比例的中长期合约对稳定市场、防控交易风险发挥了及其重要的作用。“633号文”与“475号文”对抽蓄与新型储能均提出推动参与中长期交易，这在新能源占比不高、净负荷峰谷时段较为稳定的省区这是可行的；但在新能源占比高、净负荷峰谷时段变化较大的省区，抽蓄与新型储能若参与中长期交易，反而面临实际运行中抽水（充电）、发电（放电）时段分别与中长期交易的购电、售电时段不匹配的问题，尤其在现货市场中较高比例中长期合约差价金融结算的情况，面临更加大的交易经济风险。

  在山西电力市场V13.0版规则中，独立储能电站可按月自主选择“报量报价”或“报量不报价”方式参与现货市场。“报量报价”方式下，电站在日前自主申报充电与放电状态的量价曲线段），参与现货市场出清；“报量不报价”方式下，电站在日前自主申报次日96点（每15分钟）充放电曲线，作为市场出清的边界条件，是现货市场行情报价的接受者。

  采取“报量不报价”方式在试运行中发现以下问题：一是由于储能电站日内要按日前申报充放电曲线运行，使电站失去了参与实时市场的机会，反之也使实时市场优化配置资源的范围受限。二是由于新能源及负荷日前预测与实际之间的偏差，或电站自身预测不准、或储能电站之间的博弈，造成储能电站申报的96点（每15分钟）充放电曲线与系统日内实际调峰需求不匹配的情况。这种不匹配一方面导致调节资源的浪费，另一方面使电站收益面临较大风险，甚至会出现一些充电时段现货价格高于放电时段的情况。三是不能反映储能电站的运行成本。作为价格接受者，即使充电时段现货价格低于放电时段，价差也不一定可以覆盖电站充放电损耗和运行维护的边际成本。四是“报量不报价”容量较大时，会影响现货市场分时价格趋势，并且大容量储能具备潜在的行使市场力的能力。由于现货市场中火电申报的量价曲线的末段通常存在斜率陡增部分，较大容量储能电站申报的充放电功率和时段发生明显的变化时，将明显影响日前与实时现货市场行情报价，会造成部分时段价格剧烈波动，或价格变化趋势与系统调峰需求不符。

  “报量报价”模式下，储能电站能够基于自身成本进行报价，并参与市场行情报价出清，理论上能够达到个体与整体的经济最优。由于储能电站存在储能小时数、荷电状态等物理条件的限制，“报量报价”模式对现货市场安全约束机组组合和安全约束经济调度的算法要求比较高，实现多个储能电站的优化出清存在一定技术难度。自2023年10月1日起，山西在国内率先开启独立储能“报量报价”参与现货市场，在试运行中发现以下问题：因机组组合算法中独立储能电站的充电、放电均存在“开机”或“停机”判断，且机组组合结果要物理执行，在电站申报的放电价格较高时，会造成机组组合阶段的优化结果将其放电“停机”，电站当日仅有充电安排而无放电安排的情况。

  结算方面，根据山西V13.0版规则，独立储能电站放电电量按现货市场节点电价结算，与发电侧市场主体一致；充电量按用户侧统一结算点电价结算，与用电侧市场主体一致。在存在网络阻塞、新能源大发时因送出受阻会导致弃电的区域，储能电站可在弃电时段充电、非弃电时段放电，从而提升新能源利用率、缓解网络阻塞，但若充电量仍按用户侧统一结算点电价结算，将抬升电站充电成本，不利于鼓励在此类区域建设储能电站。

  电化学储能电站优异的出力调节性能使其在参与调频辅助服务方面有着非常明显优势。2017年，山西已启动二次调频辅助服务市场，近年来投运了10余项“火电+电化学储能”联合二次调频项目，各项目储能容量大都在1万千瓦以下，储能小时数均为半小时，运行中配储与火电机组视为一体进行调用。配储后，相关火电机组日均调频性能参数值提升3倍以上，调频收益大幅度的提高。目前，山西正在探索独立储能电站参与二次调频市场的可行路线，重点研究调频控制模式的优化及市场规则的完善，促进市场更为公平、公正地对待技术特性不同的参与主体。在一次调频方面，2022年，山西已印发全国首个电力一次调频市场交易实施细则，将独立储能纳入参与主体范围，拟于近期启动一次调频市场结算试运行。此外，各省市也在积极探索建立独立储能可参与的爬坡、备用等辅助服务市场。

  新能源场站配建储能存在参与市场和调用受到制约的问题。近年来，随国家和各省区对新能源项目配置调节资源提出要求，新能源配储场站迅速增加，但由于大多数新能源项目为平价项目，依照国家相关规定不参与市场交易，发电量全部按燃煤基准价结算，而且配套的电化学储能通常无独立计量结算点、无独立AGC等控制管理系统，导致配储无法随同场站一同参与电力市场，也无法独立参与市场，仅可用于在弃电时段减少场站弃电，影响了配储的调度运用和其调节作用的发挥。国家虽已明确配储可在满足有关技术条件后转为独立储能，但一方面新能源场站配储容量一般较小，为其配置AGC等相关控制和安全自动系统的单位容量成本比较高；另一方面，配储如何转为独立储能尚缺乏具体政策、实施办法的指导。

  多个省区已允许新能源项目通过租赁独立储能电站部分容量满足配置调节资源的要求，但目前对租赁模式下独立储能电站被租赁部分容量的调用机制存在一些误区。例如，有意见认为租赁部分储能容量应由新能源场站自主调用，实际上这是不可行且不经济的，一是因为独立储能电站并不能为部分容量拆分出计量、控制和安全自动等系统；二是由于系统调度中心对电网运行信息掌握得较为全面，能够统筹优化配置调节资源，储能电站集中调用所能发挥的效益显著优于新能源电站仅根据自身需求调用的结果。

  国家发改委、国家能源局已要求建立煤电容量电价机制，并提出电力现货市场连续运行地区可参考建立发电侧容量电价机制。电化学储能电站应纳入广义的发电侧范围，可与常规电源一同获得容量电费。当然，电力现货环境下的发电侧容量电价机制不应仅根据电源或储能的容量大小支付容量电费，也不应像抽蓄电站一样主要是依据成本核定容量电价，其原因为：一是电化学储能、抽蓄等储能类电站在系统中能够发挥的调节作用，与容量大小和储能小时数均紧密相关，且储能小时数与建设成本也密切关联，故容量电价机制不应忽视电站的储能小时数。核定容量电价应考虑电站所在平衡区峰谷时段的时长等特征，与储能小时数建立正相关关系。例如，储能小时数2小时以内，容量电费按小时数正比例支付；2～4小时部分，按前2小时标准的75%支付；4～6小时部分，按前2小时标准的50%支付；6小时及以上按同等容量煤电支付。二是容量电费应反映电站实际发挥调节作用的情况和运维水平。例如，容量电费支付水平可与电站在每个完整年度中10个系统净负荷最大日和10个新能源消纳最困难日的平均可用容量与电站装机容量之比关联，并与按额定容量计算的全年电站可用率关联（两者可加权计算）。三是不同技术类型储能的发展成熟度存在一定的差异。抽蓄技术成熟、单位成本相比新型储能较低且成本较稳定，故采取了政府核定容量电价的方式，且主逻辑为按成本核定。各类新型储能技术成熟度相对低一些，成本变化大且运行寿命等尚未经过长时间运行检验。因而，新型储能获得容量电费应主要根据其实际调节表现，在电力市场中按照商品同质同价、贡收匹配的逻辑确定，而非按成本确定，让不同技术类型的调节资源同台竞争、优胜劣汰。

  参与中长期市场方面，在新能源占比高、净负荷峰谷时段变化较大的省区，建议电化学储能电站暂不参与中长期交易。

  参与现货市场方面，在系统净负荷峰谷时段较为稳定且独立储能装机容量尚不大的省区，可采用“报量不报价”的方式起步，其他省区储能电站应主要是采用“报量报价”方式参与现货市场，或起步阶段允许“报量不报价”，但对“报量不报价”总容量进行限制（例如不超过30万千瓦），以防止电站行使市场力或造成部分时段现货市场行情报价出现不合理波动。考虑到电化学储能电站实际运行中并不存在“开机”“停机”，而是一直在并网状态，因此，除停电检修时段外，应设置电化学储能电站全天为“开机”状态，作为机组组合计算的边界条件。结算方面，应研究储能电站充电、放电均按现货节点电价结算的可行性，以激励在新能源送出时段性受阻区域的储能建设，减少网络受阻、新能源弃电。

  参与辅助服务市场方面，应积极探索建立电化学储能电站可参与的一次调频、二次调频、爬坡、备用等辅助服务市场，丰富辅助服务交易品类，发挥电化学储能调节速率快的性能优势。但需注意各辅助服务品类的交易规则对待不同技术特性的参与主体时，应秉持技术中立、服务同质同价的原则，做到贡献与收益相匹配；在市场规模与费用分摊方面，应考虑源网荷储的发展实际及费用分摊主体的承受力，对各类交易品种研究确定合理的需求范围，对辅助服务市场的总费用设定上限，同时按照“谁受益、谁分摊”的原则开展费用分摊，逐步做到个体分摊比例与受益程度关联的精细化安排。

  调度运用方面，电化学储能电站应由系统调度中心统一集中调度，常态下参与现货与辅助服务市场，按规则调度运用。当电力系统发生故障或异常时，以及电力供应紧缺或新能源消纳困难时，系统调度中心须能够对各个在运储能电站进行应急调用，保障系统的安全、经济、绿色运行。

  应鼓励新能源场站以租赁独立储能部分容量的方式落实配置调节资源的要求，为便于交易，可以建设平衡区内的储能容量租赁市场。集中投资建设相比各场站分散建设，可降低储能单位容量投资所需成本，同时还可提升调用和运维效率。新能源电站租赁储能容量可以仅是为满足配置要求而不分享任何储能运行收益，也可以按租赁比例分享储能参与电力市场的收益，但租赁方式不能改变独立储能的调度运用模式，独立储能应由系统调度中心集中优化调用。对新能源场站内已建设或在建的储能，建议主管部门尽快明确转为独立储能的技术条件和办理流程，从而使其可自由参与市场交易；或尽快推动平价新能源全部参与电力市场。

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