国家发展和改革委员会、国家能源局于近日印发了《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运行的通知》（以下简称《通知》），引起行业广泛热议，关注点主要集中在：（1）定义独立储能并开放新型储能作为独立储能参与电力市场，（2）允许新能源配建储能联合作为整体参与市场，（3）独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价及政府性基金及附加。这些政策为新型储能参与市场提供了方向指引。《通知》针对当前新型储能利用率不足，调度有待优化，成本疏导困难等亟待解决的问题，有针对性地做出了优化储能调度运行机制、建立电网侧储能价格机制等重要安排。

伴随着可再生能源渗透率的上升，新型储能大量并网是一个世界性的趋势。其他电力市场相对成熟的国家也不同程度面临着与中国相似的难题：如何为储能设备设计合理的成本疏导机制，怎样合理优化储能的调度运行机制。本文以美国为例，简要梳理了市场化相对成熟的地区为解决储能相关问题做出的努力；这些措施有些已经完成，有些正处于讨论和初步实践阶段。希望这些梳理对国内正开展的电力市场化建设以及保证储能高质量发展有所帮助。

一、政策发展过程

美国联邦能源管理委员会（FERC，下辖CAISO, ISONE, NYISO, MISO, PJM, SPP六个电力调度/交易中心）于2017年一月发布了一份政策声明（文件号PL17-2-000），为储能设备同时进行两种收费方式提供了指导意见。这两种收费方式分别是：（1）是基于成本设置费率并为系统提供服务（类似输电资产），（2）通过批发市场提供服务，以在市场中获利回收成本（类似发电资产）。FERC观察到储能设备既像输电设备一样为系统提供支持（提高可靠性、减少阻塞），又可以像发电端一样提供能量、容量、辅助服务等市场化产品，并在这两种角色中快速切换。因此，该声明明确指出了这两种方式可以同时进行，但需要注意不可双重收费，不得对市场造成负面影响，不得影响电力调度中心相对于电力市场的独立性。

第二年（2018年）二月，FERC进一步发布了著名的FERC命令841，正式要求各电力调度中心为新型储能设计市场参与模式（Participation Model），以便将新型储能纳入电力市场。841号命令的核心内容可概述为以下几点：

（1）储能参与模式要确保采用该模式的并网主体，只要技术条件达到，就有资格提供容量、能量和辅助服务；

（2）储能参与模式要确保采用该模式的并网主体能够被调度中心调用，并既能作为买方又能作为卖方，以与现有市场出清规则相一致的方式，决定批发市场出清价格；

（3）储能参与模式要允许通过报价参数或者其他方式考虑储能的物理和运行特性；

（4）储能参与模式要设置参与市场的最低门槛，该门槛不得高于100千瓦。

与《通知》类似，FERC命令841指出，储能设备听从调度中心指令购买的电量，如是为了后续向电网提供服务，则免予征收输电费用。最后电力调度中心必须允许储能设备选择自己管理充电状态。

二、电力调度中心的应对

以上两份重要文件陆续发布后，美国各电力调度中心都积极响应。其中，为新型储能设计的市场参与模式获得了普遍关注，而将储能设备作为输电资产的实践则相对推进缓慢。本文结合《通知》的相关内容，以美国市场为例，梳理其电力调度中心在实践中遇到的主要问题及对应的解决方案。

1.市场运行架构决定了新型储能融入市场的难易

相较于早已融入电力市场的抽蓄储能，新型储能（主要是电化学储能）具有很多不同的物理/运行特性：如放电时长较短，深度充放电影响电池循环次数，响应时间极快等等。因此《通知》指出“电力交易机构要完善适应储能参与交易的电力市场交易系统。电力企业要建立技术支持平台，实现独立储能电站荷电状态全面监控和充放电精准调控……”

在美国已经相对完善的电力市场环境下，新型储能的独特物理/运行特性对已沿用多年的经济调度/市场出清软件提出了更高的要求，其中部分要求甚至已经超出了调度中心的计算和管理能力。其中一个重要的难点在于如何管理储能的充电状态，即交易系统是否考虑储能的充放电对接下来几个小时、甚至全天充电状态的影响。合理的充电状态管理对于系统经济安全效率、储能成本回收等诸多方面都有很大影响。

现有的市场运行架构很大程度上决定了将新型储能融入各市场的难易程度,各个电力调度中心基于现有的调度软件限制选取了不同的充电状态管理模式。以PJM为代表的ISO（PJM，ISO-NE，MISO，SPP），由于日前/实时市场经济调度采用单时段接续方式运行，暂不具备代理新型储能考虑多时段充电状态的能力。因此，这些调度中心目前只能选择为希望通过报价参与市场获利的储能设备提供新增报价参数（如最大能量）来尽可能保证调度信号的可行性，而将充电状态管理责任更多地交给了储能设备运营方；系统的经济性、可靠性、储能成本回收的能力也因此打了折扣。（注：PJM使用单独的抽蓄储能优化模块与日前市场软件交互运算，为其管控范围内的五家抽蓄电站提供充电状态管理服务。然而这一服务对新型储能的运行管理有待检验，主要困难在于，其仅应用于日前市场，为每个电站单独运算，仅允许报技术参数，暂不准许报价，同时因为抽蓄时间表在经济调度软件外部计算，储能无法直接定价，只能间接影响价格。）CAISO和NYISO则相对更具有优势，其日前/实时市场经济调度软件是单次优化多时段耦合，具备同时考虑多时段充电状态的能力。因此，他们在允许储能运营商自己决定充放电计划的同时，也向它们提供选项代为管理充电状态；系统的经济可靠性保障、储能成本回收的能力相对较高。CAISO和NYISO虽能将充电状态管理纳入经济调度，但由于以下原因仍不尽人意：由于计算能力的限制，深度充放电造成的循环损耗等重要特性依然只能以相对粗糙的变动成本代替。如何将这些运行特性充分纳入市场交易系统成为了现阶段的争议焦点。

2.新型储能的基准报价如何确定

电力调度中心遇到的第二个问题是如何为储能设备计算基准报价。有市场就会出现市场力，缓解市场力就需要基准报价。通常，电力调度中心在判断某一市场主体拥有市场力之后，可能会将其报价调整至某一基准值。这一基准值的测算通常取决于该主体的边际成本。新型储能设备边际成本的主要构成是当天的充电成本和放电机会成本，因此有很大的估算难度。好在各个调度中心目前都陆续完成了为储能设备设计的基准报价计算方案。例如CAISO目前每日利用预测的节点价格信号来为储能估算充电成本和放电机会成本，并允许储能运营商提供变动成本（包括电池循环/老化成本）加入基准值。需要注意的是，这些计算方案仍在实践中被不断修定，有待时间的检验。

3.新型储能作为输电资产的可行性

新型储能作为电网替代设备，具有建设时间短、配置灵活等重要优势，但现阶段我国电力现货市场尚未普及，目前缺乏节点价格信号指引关键部署地点，同时中长期分时交易价格形成存在技术难度。这些现实条件决定了现阶段将新型储能作为输电资产统一规划、管理、调度和收费是一种优化储能设备部署、保障成本回收的切实可行途径。《通知》指出：“各地要加强电网侧储能的科学规划和有效监管，鼓励电网侧根据电力系统运行需要，在关键节点建设储能设施。研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场；探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。”

在美国，虽然FERC在2017年做出的政策声明与《通知》异曲同工，但各个电力调度中心对此的响应各不相同。其中，MISO是唯一经过了FERC允将“仅作为输电资产的储能设备（Storage as Transmission Only Asset，SATOA）” 正式写入市场规则的调度中心。在MISO，储能设备可作为一种为系统提供可靠性、市场经济性的资源，与其他备选输电资产一同被纳入年度输电线路规划中，被选择的储能设备可以通过输电设备成本回收机制获得稳定收益。PJM也以相似的方式推进。CAISO则将规则设计的重点放在了如何帮助实现储能设备发挥发电/输电双重角色，尤其在如何实现公平收费模式的问题上，毕竟就算作为输电资产进行成本回收，储能仍将参与日常的经济调度并享受收入，而这部分收入理应交还给消费者。是否允许储能部分出让作为输电资产的固定收入，而选取获得一部分市场收入是一个难题。然而这一讨论因为CAISO有更为亟待解决的市场设计问题（如储能基准价的设定）而暂停。其余的电力调度中心要么仍处在讨论初期，要么仍未启动议程。

值得关注的是，虽然总体进展缓慢，但在新型储能作为类发电设施参与市场困难、基于市场的成本回收机制不完善时，将其作为输电资产，利用电网企业强大的规划能力优化配置，保证成本回收仍是很好的备选方案。但厘清输电价格的制定就成为了重中之重。目前，MISO及PJM皆认同其现有的输电成本分配机制原则基本适用于储能设备，即采用一事一议原则，高电压等级、高投资规模的设备倾向于全系统分配，低电压或低投资规模的设备可按照“谁受益/对该设备潮流贡献大，谁承担”的原则分配。

4.新型储能的容量价值如何测算

有价格帽的电力市场中，通常也建立了容量市场，而容量市场的最大争议则来自于对各种资源的容量价值(Capacity Value）的计算。通常储能从容量市场最终赚取的单位容量收益将等于容量市场的出清价格乘以容量价值。美国交易中心过去对储能容量价值的计算一般基于最长放电时长，例如暂时仍然沿用此方式的MISO和SPP，将最长放电4小时的储能价值定为1（封顶），则最长放电1小时电池的容量价值为0.25。

为应对可再生能源和储能的大量并网，各交易中心对储能的容量价值计算方式在不断改进，基本思路大体有两类，都是基于仿真计算获得。一是目前的主流方法，基于有效带负荷能力（Effective Load Carrying Capability，ELCC），即在系统可靠性指标不变的情况下，增加1MW储能带来的尖峰负荷增量。ELCC又可大致分为边际ELCC和平均ELCC，实际操作中会更为复杂。二是与边际ELCC非常相似的基于边际可靠性影响（Marginal Reliability Impact，MRI），即对于给定系统分别计算并网主体和等量完美容量对可靠性指标的提升，并取其比值。目前，CAISO，PJM，NYISO已经采用或已经过FERC批准使用ELCC或MRI来计算储能的容量价值。SPP和ISO-NE则正在研究使用ELCC或者MRI。需要注意的是，不同电力市场计算容量价值的过程有所差别，甚至同样计算ELCC或MRI，过程也会不同。

三、总结

目前，FERC已经基本完成对各个下辖电力交易中心储能参与模式的审批，而各交易中心正陆续开展实施。据美国能源信息署2022年3月公布的最新数据（Form EIA860m）显示，2021年是美国新型储能并网的历史新高，大型新型储能（主要是放电时长为1-4小时的电化学储能）新增3226.4兆瓦，其中六个电力交易中心贡献了1949.3兆瓦。在可预见的未来，新型储能将会大量并网，以PJM为例，目前超过2600个等待并网审核的项目中，超过900项是独立新型储能或太阳能配建储能（容量占比44%，仅次于独立太阳能）。虽不能排除联邦及州政府政策鼓励的作用和新冠疫情的积压作用，这些数据都足以显示美国市场对储能发展的乐观态度，FERC和各个交易中心的努力卓有成效。

国家发改委、国家能源局公布的《通知》为我国新型储能的高质量发展提供了有力、明确的指导意见，为新型储能的优化配置、科学调度以及成本回收提供了有力支持。新型储能伴随着新能源的高度渗透而大量并网是世界性趋势，电力市场设计相对完善的美国也面临着同样问题。我国的电力市场改革正如火如荼地开展，美国的市场的经验虽不能照搬但也有一定的借鉴意义。他山之石，可以攻玉，希望本文能对我国的新型储能发展及电力市场改革有所帮助。

（本文作者为清华大学能源互联网智库研究中心特邀嘉宾，美国普林斯顿大学安德林格能源与环境中心 许庆宇博士。）