2022年1月，國家發展改革委、國家能源局發布《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，指導意見提出到2025年，全國統一電力市場體系初步建成，國家市場與省(區、市)/區域市場協同運行，電力中長期、現貨、輔助服務市場一體化設計、聯合運營，跨省跨區資源市場化配置和綠色電力交易規模顯著提高，有利于新能源、儲能等發展的市場交易和價格機制初步形成。2022年3月25日國務院《關于加快建設全國統一大市場的意見》中更進一步指出，要建立全國統一的能源市場，健全多層次統一電力市場體系。

2021年我國可再生能源發電累計裝機容量突破10億千瓦，占全國發電總裝機容量比重達43.5%，可再生能源新增裝機1.34億千瓦，占全國新增發電裝機的76.1%，其中風電、光伏發電裝機均突破3億千瓦，海上風電裝機躍居世界第一。西北地區的新能源裝機2020年已達到1.29億kW，2022年預計新能源投產超四千萬千瓦，總裝機將超過1.8億千瓦，成為網內第一大電源類型。高比例新能源將會是新型電力系統的常態，但是其間歇性、波動性等固有不確定性特性對新能源的實時消納帶來了巨大挑戰，新型儲能可以很好地幫助解決高比例可再生能源消納的挑戰。本文將對促進西北新型儲能發展的區域多層次統一電力市場進行分析。

一、西北新型儲能參與電力市場現狀

新型儲能是指除抽水蓄能外的新型電儲能技術，包括鋰電池、鈉電池、液流電池、壓縮空氣、飛輪、儲熱、儲氫等多種方式。目前西北五省都出臺了新型儲能參與調峰輔助服務市場的規定，容量不小于10MW/20MWh或者5MW/10MWh，同時具備AGC功能等條件的發電側、用戶側或電網側儲能電站均可以參與，由西北網調根據電網運行需要，與其他市場主體競價出清，并形成儲能的正式調峰曲線。甘肅省除了調峰輔助服務市場允許新型儲能參與外，調頻輔助服務市場也允許新型儲能參與。

甘肅新型儲能參與電網調峰輔助服務市場交易模式為日前申報、日內調用。由新型儲能在調峰輔助服務平臺開展集中交易，申報內容包含交易時段、15分鐘充電電力、交易價格等內容的交易意向，市場初期申報價格的上限0.5元/千瓦時。 調頻市場交易采用日前報價、日內出清模式。各市場主體以AGC發電單元為單位，可在電力輔助服務平臺申報未來一周每日96點調頻里程報價(價格單位:元/兆瓦)，報價上限暫定為15元/兆瓦，申報價格的最小單位是0.1元/兆瓦。

青海省新型儲能參與調峰服務市場化交易模式分為雙邊協商交易和市場競價交易。雙邊協商交易由儲能電站與風電場、太陽能電站開展協商確定調峰交易時段、電價和交易電力、電量，并通過調度機安全校核后執行，主要適用于年度和月度中長期輔助服務交易。市場競價交易由新型儲能電站根據市場需求通過向輔助服務交易平臺提交包含交易時段、交易電力、交易電量、交易價格等內容的交易意向，由調度機構進行安全校核后執行，主要適用于短期輔助服務交易。雙邊協商交易和市場競價交易后新型儲能電站仍有剩余充電能力，在電網有調峰需求時，調度機構可按照電網調用儲能調峰價格調用新型儲能電站參與電網調峰。

新疆電儲能設施根據電力調度機構指令進入充電狀態的，對其充電電量進行補償，具體補償標準為0.55元/千瓦時，獨立市場主體的電儲能設施可與發電企業通過雙邊協商確定交易價格。

寧夏新型儲能參與調峰輔助服務市場交易包括雙邊協商交易和單邊競價交易兩種類型。雙邊協商交易由新型儲能供應商與新能源企業等市場主體開展協商確定調峰交易時段、電價和交易電力、電量，并由調度機構校核后執行，僅在日前組織。單邊競價交易由新型儲能設施在雙邊協商交易后仍有富余充電能力時，電力調度機構根據電網實際運行情況，按照調峰資源提供者由低到高的報價順序依次出清執行，單邊競價交易在日前預出清，日內正式出清，補償價格上限為0.6元/千瓦時。

二、西北新型儲能區域多層次統一電力市場

西北區域已經形成了以750千伏骨干網架為核心的區域電網，區域內部各省份電網聯系密切，互聯互通程度較高，區域之間則主要通過聯絡線聯通，互聯程度相對較低。由于網架結構，電力交易主要在區域內完成，區域間交易比例較小，構建區域電力市場更為便捷。區域電力市場需要針對不同新型儲能交易類型構建多層次統一交易市場。一般而言，區域電力市場需要由容量市場+中長期市場+現貨市場+輔助服務市場構成，其中容量市場主要針對三到五年甚至更長時期的新型儲能市場需求進行交易，中長期市場主要針對年度、季度和月度新型儲能市場需求進行交易，現貨市場主要針對日前新型儲能市場需求進行交易，輔助服務市場主要針對實時新型儲能市場需求進行交易。目前西北區域輔助服務市場已經允許新型儲能參與，但僅允許其參與調峰輔助服務市場，調頻輔助服務市場還不允許新型儲能參與，輔助服務市場開放力度還太小，其它輔助服務市場如旋轉備用、非旋轉備用、轉動慣量、爬坡速率等也需要盡早建立并允許新型儲能參與。

現貨市場是電力市場體系的重要組成部分，與中長期市場共同發揮著電力商品價格發現的作用。現貨能量市場的一個重要作用是根據時變的電力供需狀況，發現相對真實的電力價格，因此現貨市場是促進新型儲能商業化發展的關鍵。新型儲能加入電力現貨市場在為儲能市場探索盈利模式、充分釋放儲能容量價值的同時，還能提升電力系統平衡能力。

西北現貨市場只有甘肅進行試點，還未允許新型儲能參與交易，其它省份正在積極探索，還沒有開始進行電力現貨交易試點工作。可以考慮跳過省級電力現貨市場試點這一步驟，直接開始建設區域電力現貨市場，并允許新型儲能以獨立主體身份參與。同時由于現貨交易和調峰輔助服務市場有交叉和重疊的部分，可以考慮對西北區域調峰輔助服務市場進行調整和升級，充分利用其技術設施和人力資源建設西北區域電力現貨市場，在區域調峰輔助服務市場升級成區域現貨市場的同時建設其它區域輔助服務如調頻、備用、轉動慣量、爬坡速率等市場。

西北區域電力中長期市場已經運行多年，已經構建了相對成熟的交易機制和體系，并不斷進行改進和完善。國家能源局也對電力中長期交易規則不斷進行更新，最近的是2020年6月10日，國家發改委、國家能源局聯合發布了《電力中長期交易基本規則》，文件明確市場主體包括各類發電企業、電網企業、配售電企業、儲能企業等。電力用戶擁有儲能，或者電力用戶參加特定時段的需求側響應，由此產生的偏差電量，由電力用戶自行承擔，從而明確了儲能可參與電力中長期交易的市場地位。2021年3月16日，青海省電力公司組織儲能企業與新能源發電企業，完成國內首個雙邊協商市場化交易，標志著我國在儲能中長期交易方面邁出了實質性一步，為推動儲能產業健康有序發展開拓了全新路徑。

但是新型儲能作為獨立主體如何更便捷的參與電力中長期交易還沒有詳細規定。由于新型儲能并不提供發電服務，而是主要聚焦在提供輔助服務，因此要求新型儲能作為獨立主體簽訂中長期交易承諾在未來某個時期提供一定電量并不合理，更合理的方式是新型儲能簽訂的中長期交易合約不涉及電量，只涉及價格，電量通過現貨市場和輔助服務市場最終確定，價格則通過中長期交易合約確定。即新型儲能中長期交易不需要物理交割，僅具有金融交易屬性。西北區域電力中長期市場可以考慮單獨構建新型儲能中長期金融交易機制，為新型儲能協同參與現貨市場交易、輔助服務市場交易和中長期市場交易創造條件。

西北區域電力容量市場還沒有建立。建議在電力綜合資源規劃的基礎上全面評估保障西北地區電力系統安全穩定運行的綜合資源狀況，包括電力供給側資源和電力需求側資源，基于資源評估確定電力系統安全容量需求，然后對包括新型儲能在內的所有容量資源開放容量市場競價，并根據電力綜合資源規劃的結果進行動態調整。最終形成西北區域電力容量市場、中長期市場、現貨市場和輔助服務市場的協調統一，促進西北區域新型儲能的跨越式發展，保障西北能源轉型升級順利進行。

三、西北新型儲能參與區域電力市場的挑戰

在現有的電力市場框架和規則下，新型儲能參與電力容量市場、中長期市場、現貨市場和輔助服務市場的身份已經基本明確，但在實際運行中還存在諸多不適應新型儲能發展的地方，還有很多挑戰需要加以解決。

(1)市場準入門檻較高，新型儲能初始投資壓力較大。目前，西北地區對于新型儲能參與電力市場交易的準入門檻較高，要求新型儲能的充放電功率達到10MW/20MWh或者5MW/10MWh，相對而言，要求較低的廣東省為2MW，美國的準入條件更低，為0.1MW。較高的準入門檻固然減輕了市場組織的壓力，但這也使得市場不能充分利用小型新型儲能設施，加大了新型儲能投資商的投資壓力，也反過來阻礙了對新型儲能的投資。

(2)新型儲能市場交易價格還未有效形成，價格激勵相對不足。西北區域對新型儲能的市場價格仍然采用政府限價的方式，不能充分體現新型儲能的市場價值，也未為新型儲能參與市場交易提供充足利潤。同時，現有的政府限價有被政策干預的可能，面臨下降甚至取消的風險，無法向新型儲能投資者傳遞穩定的收益預期。另外，固定價格機制未能準確地反映不同系統、不同時期的價值差異，可能造成價格信號的扭曲。

(3)現貨和輔助服務市場協同競價機制不清晰，新型儲能市場盈利空間有限。西北區域只有甘肅試點電力現貨市場，但其與輔助服務市場是分開獨立運行。區域電力現貨和輔助服務市場在建設初期也有很大可能性不會聯合運行，新型儲能在參與市場交易時需要分別進行競價，如何優化在兩個獨立市場競價對新型儲能挑戰較大，不容易找到最優競價策略，盈利水平較難保證。

(4)區域中長期市場仍以物理合約為主，新型儲能中長期交易如何構建有待探索。新型儲能由于不具備發電能力，其中長期市場交易應以金融合約形式進行為宜。目前西北區域中長期市場發電企業和用戶之間仍然以簽訂物理合約，進行物理交割為主，新型儲能中長期金融合約如何與發電企業中長期物理合約進行協調還不清晰，未來如何構建新型儲能中長期交易也需要深入研究。

(5)電力容量市場機制構建還有爭議，新型儲能容量競價機制有待討論。現有中長期市場、現貨市場和輔助服務市場已被驗證難以滿足新能源大規模、快速發展對靈活調節服務的需求，亟需建立靈活調節資源容量補償機制，以解決靈活調節資源不足導致棄風棄光的問題。目前對構建容量市場機制還有爭議，稀缺電價機制也可以達到類似效果。但稀缺電價機制要求較高，要求電力市場價格機制要非常靈活，尤其是需求側靈活資源必須充分參與，容量市場相對要求寬松，只有供給側靈活資源參與也可以，未來再逐漸引入需求側靈活資源。新型儲能既有用電功能也有發電功能，因此是按照用電容量還是按照發電容量在容量市場進行競價還需要深入探討。

四、促進西北新型儲能參與區域電力市場的建議

當前電力市場環境下，首先要完善區域輔助服務市場交易機制，發揮新型儲能的性能優勢，提升新型儲能在輔助服務市場上的競爭力。為適應高比例新能源需要，近期發布的《電力輔助服務管理辦法》將新型儲能納入提供輔助服務的新主體，并新增了轉動慣量、爬坡速率等輔助服務品種。應在常規調頻市場建設基礎上，建立體現資源價值和按效果付費的新型輔助服務市場和價格機制，充分發揮儲能響應速度快、布置靈活等技術優勢，為調動新型儲能系統調節能力創造市場條件。

在美國、澳大利亞、英國等國，新型儲能已經是輔助服務市場的重要參與者。新型儲能參與美國和澳大利亞的調頻輔助服務市場是市場競價，而在英國則通過投標獲得輔助服務合同來提供固定頻率響應。此外，美國PJM市場和加州市場中兩部制電價的設計體現了新型儲能調頻的容量價值，由于新型儲能具有很好的調頻性能，根據調頻效果進行調整的設計也有利于激勵新型儲能參與調頻輔助服務市場。

目前西北區域的電力市場還在初步建設當中，輔助服務市場本質上是現貨市場的有機組成部分，與現貨市場中的主能量市場存在耦合關系。輔助服務市場需要納入電力現貨市場交易中，電力現貨市場在成熟運行后將取代調峰輔助服務市場并和其它輔助服務市場聯合運行。在設計市場機制時，應充分考慮新型儲能容量價值和電量價值，允許新型儲能參與多個市場，進行分時利用，實現多重價值。應拓展智慧能源、虛擬電廠等包含新型儲能的新業態、新模式，實現新型儲能多元化發展。

一是結合實際完善輔助服務市場機制。細分傳統輔助服務品種，優化交易開展方式。推動區域輔助服務市場擴大交易覆蓋范圍，逐漸將西北各省內省外輔助服務交易融合成一體，促進西北區域更大范圍輔助服務資源互濟;進一步建立和完善區域調頻輔助服務市場機制，推動建立區域備用輔助服務市場;可再生能源裝機占比較高地區結合實際完善輔助服務市場機制，降低新型儲能市場參與門檻，充分發揮新型儲能輔助服務性能優勢。

二是進一步豐富輔助服務交易品類。探索例如轉動慣量、爬坡速率等新型輔助服務交易品種，明確交易方式和交易流程，滿足電網安全穩定運行需要;推進備用巿場細分，并考慮備用分區等，允許新型儲能在所有輔助服務品種參與，并加強新型儲能在不同輔助服務提供方面的協調統一。

三是加強容量市場、中長期市場、現貨市場與輔助服務市場的統籌協調。加強各層次市場在時序、流程、出清機制、價格機制等方面的銜接，逐步實現現貨市場與調峰市場的融合，探索輔助服務與電能量市場聯合出清。同時推動中長期市場中新型儲能合約的金融結算，通過金融合約來提前鎖定價格、規避新型儲能現貨市場和輔助服務市場價格風險。

四是建立用戶側參與的新型儲能費用分攤機制。目前新型儲能費用僅由發電側按照上網電量進行分攤，在新型儲能參與容量市場、中長期市場、現貨市場以及輔助服務市場的時候，應該充分考慮費用分擔的可持續性和可承受性，在新能源大規模發展的情況下深入分析新型儲能費用在新能源電廠和用戶側之間分攤機制，按照"誰受益、誰承擔"的原則，鼓勵新能源電廠和用戶側合理分攤新型儲能費用，實現新型儲能可持續和跨越式發展。