电力市场化改革对储能产业发展的影响

电力市场化改革对储能产业发展的影响1前言自2015年中国重启新一轮电力体制改革以来，在价格机制调整、配售电放开、直接交易和辅助服务市场建立等方面取得了突破性进展，政策引导和试点示范并行拉动市场化进程。随着全球储能呈规模化发展，业内更加关注电力市场开放程度与储能产业发展之间的匹配关系。中国电力市场化改革正在为储能技术规模化应用和新增价值收益点铺路，仅通过峰谷差价获取收益的商业模式将随着市场化程度的深入而发生本质改变。本文通过总结国外电力市场对储能产业发展和技术应用的关键作用，说明我国电力市场化改革对储能产业发展的重要影响。2电力市场化改革历程国外真正意义的电力市场化改革始于上个世纪80年代。在上世纪80年代末期，以英国为代表的一些资本主义国家推动了电力市场化改革，随后美洲、欧洲[1，2]、大洋洲和亚洲[3]的一些国家和地区相继推动电力体制改革，从而在全世界范围内掀起了电力改革的浪潮。市场在资源配置中发挥决定性作用的经济体制改革思路，为深化电力体制改革指明了方向[4]。我国电力行业改革也可以追溯至上世纪80年代，随着2002年电力体制改革方案的出台，我国电力体制改革工作在厂网分开、竞价上网、打破垄断和引入竞争方面取得了一定的进展。当前，电力体制改革工作已进入新的阶段，这也意味着改革工作的重启。纵观国内外电力市场化改革历程，可将其分为三个阶段，如图1所示。图1电力市场化改革发展阶段①第一阶段：重组电力结构。打破垂直一体化的电力结构，对其固有体系进行结构拆分。主要表现为在发电侧引入多元投资主体，促进电力投资，保证电力供应；在售电侧引入竞争，多类型售电主体出现，售卖电力并进行能源管理；在输配侧依然维持自然垄断，但对其加强监管，或对输电和配电环节进行拆分，允许社会资本进入配电环节。②第二阶段：完善市场机制。为确保国家电力运行安全稳定，通过完善电力法律、设定市场规则、设计交易模式、设立保障机构等搭建市场机制，针对改革中出现的问题逐步完善市场机制，并趋于稳定化。③第三阶段：紧跟市场动向。在全球低碳时代中，电力市场还要重点考虑如何利用市场化手段带动清洁能源发展，在电力供应链条中，还要考虑互联网、储能等新技术的应用，整个电力市场运作要以安全、清洁、高效为目标。3我国电力市场化改革对储能产业发展的影响从《关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发[2015]9号)》下发至今，全国电力体制改革如火如荼。近两年，改革工作在输配电价核定、售电市场放开、直接交易和辅助服务市场试点建设方面取得了突破性进展，电力体制改革所推进的价格机制调整、交易试点实施、辅助服务市场试运行正在为储能技术规模化应用和新增价值收益点铺路。3.1价格机制调整推动储能产业发展输配电价改革是价格机制调整的第一步，现阶段输配电价改革尚不能为储能产业发展带来直接的促进作用，但输配电价改革所带来的未来整个价格机制的形成决定着储能产业的走向。此外，政府通过输配电价改革要形成对电网企业的约束和激励机制，既要约束其不合理投资和成本投入，并固定收益，也要激励电网企业履行社会责任，主导实施电力需求侧管理等精细化管理措施，进一步提高电力系统建设运行效率。而电网企业因此而投入的资金成本可计入输配电价成本，由此带来的损失还可以通过其他收益方式予以回收。未来，电力需求侧管理等措施在电网企业的主导下，将会为储能产业发展创造新的空间，以储能装置参与永久性负荷削减、需求响应乃至应急服务都会得到来自政府或电网企业的补偿，储能在参与电力安全稳定运行方面的作用和价值将会体现。3.2售电放开为储能技术应用提供平台售电侧的放开激发了市场主体参与电力市场的活力，新增售电公司和电力用户首先享受到了电价降低所带来的直接收益。未来，随着电力市场购售电差价空间的逐渐减小和电力用户对价格敏感性的增强，售电公司所提供的增值服务将成为售电市场竞争的关键，获得更低的电力价格和更可靠的电力供应成为电力用户长久不变的目标。3.2.1售电公司需要储能参与创造额外收益储能技术在用户侧的应用可以降低用户电费支出，包括通过削峰填谷获取更低的电价并躲避高峰电价，减少用户月度需量电费支出。对于售电公司而言，销售更多电量获取收益与降低电费成本获取收益并无本质区别，售电公司还可通过提高用户的用电效率，将额外的富余电量销售给其他用户主体，即在总销售电量不变的情况下，降低用户和自身购买电力的成本，创造更多的售电价值。3.2.2售电公司需要储能参与稳定电力供应储能技术的应用可为集成用户资源的售电公司提供更优质的负荷曲线，提升售电公司与发电企业的议价能力。同时，储能技术作为稳定输出和提供备用的重要技术，将成为售电公司降低电力供应风险的主要手段，一方面用户侧储能技术将获得更广泛的应用，另一方面配售电公司自建储能电站和社会公用储能电站都将发挥不可替代的“保供应、保稳定”的作用。3.3辅助服务市场建设为储能创造价值增值机会在发电侧，省级以上电力调度指挥的并网发电厂，单机装机容量10×104kW及以上的火电机组都可以参与该市场。而用户利用储能系统提供辅助服务，则需要进行市场准入。以东北辅助服务市场为例，用户侧和发电侧电储能参与调峰的具体要求见表1。规则既对用户侧电储能系统的运行情况进行监测和约束，也对发电侧电储能系统的充电能力提出了要求。表1电储能参与调峰的具体要求发电侧电储能参与调峰用户侧电储能参与调峰充电功率≥10000kW在省级及以上电力调度机构能够监控、记录其实时充放电状态；持续充电时间＞4h不得在尖峰时段充电，不得在低谷时段放电，否则不予补偿从交易模式来看，用户侧电储能系统参与调峰交易的交易周期为月度及以上，交易模式为双边交易。市场初期确定双边交易价格的上下限分别为0.2元/(kW·h)和0.1元/(kW·h)。发电侧风电场和光伏电站储能设施参与调峰，则由储能设施运营方与电场和电站协商交易。从用户侧储能提供辅助服务获得的收益来看，用户侧电储能设施获得的辅助服务费用为：∑成交电量×成交价格+∑调用剩余电量×调用补偿价格。签订双边合同的风电企业支付给电储能设施的辅助服务费用为：∑成交电量×成交价格。若双边交易未成交，或交易后电储能设施仍有剩余充电能力，在电网需要调峰资源的情况下调用，调用电力对应电量按照双边交易设定的上限、下限价格平均值予以补偿，补偿费用按照实时深度调峰有偿辅助服务补偿费用分摊方法进行分摊。从发电侧储能提供辅助服务所获得的收益来看，在火电厂计量出口内建设的电储能设施，与机组联合参与调峰，按照深度调峰管理、计算费用和补偿。在风电场和光伏电站计量出口内建设的电储能设施，由电储能设施投资运营方与风电场、光伏电站协商确定补偿费用。3.3.1参与身份得到确立改革初期，电力辅助服务市场试点为电储能参与调峰明确了主体身份地位，一方面肯定了电储能技术在发电侧和用电侧实现调峰的作用，另一方面为电力储能参与调峰明确了价值收益方式。这也是我国电力市场建设过程中，首次对储能身份和价值进行明确定位。从2016年各类政策对推进储能产业发展的宏观表述，到引导储能技术参与调峰辅助服务，我国对储能产业的支持已从政策层面走向操作层面，这将直接推动储能厂商和服务商进一步开拓储能市场应用。3.3.2储能价值予以体现在以峰谷差价获取收益的情况下，电力市场尚未建立，无法为储能技术应用实现额外价值提供交易平台，拉大峰谷差价成为储能技术应用的必然选择，这也在一定程度上制约了储能技术应用的价值体现。储能技术在发、输、配侧的应用价值，要通过电力市场特别是辅助服务市场体现，通过调峰辅助服务市场的初步建立，储能技术将在应用上实现额外的价值增长点，进一步缩短储能项目投资回收期限，推动储能技术实现商业化应用。3.3.3储能作用更加显著面对调峰和可再生能源消纳问题，除利用电力系统中的发电机组进行内部调剂外，储能技术在发电侧和用户侧实现调峰和消纳的补充作用更加明显。储能技术除可发挥传统发电机组在高峰时段提供电力的作用外，还能作为支撑技术在夜间低谷时段参与可再生能源消纳，并发挥稳定电力系统运行的关键作用。除调峰作用外，储能技术将在未来完善的辅助服务市场下参与调频、黑启动等辅助服务，储能所发挥的这些作用是以往缺乏电力市场环境下所无法体现的，用户侧削峰填谷不是储能技术唯一的应用领域。4储能在电力市场中的价值体现电力体制改革的目标就是要建立公平开放的电力市场，各类技术产品在电力市场中的应用价值要通过市场交易来体现。在开放的电力市场中，储能可参与日前能量市场、实时能量市场、调频市场和旋转备用服务市场等多个电力市场并获取收益。在上述电力市场和辅助服务市场中，一方面储能系统可通过变动的市场化电力价格获取收益：另一方面，储能系统在提供相应辅助服务时可获得额外的奖励支持。对储能系统而言，即时切换能力使其能够及时应对电力市场价格和服务产品的变化，也许储能参与调频服务可以在一个时段内给它带来最优收益，但下一个时段选择提供能量输出可能会是最好的选择。但实际上，储能系统参与任何一种服务都是互斥的，即在一个时间段内，储能系统只能通过一类渠道参与电力市场并获得收益，这就需要提前预判并决定未来一段时间内应当参与何种服务以实现利润最大化，但关键问题是未来的获益价值是很难准确预知的。4.1日前和实时能量市场日前能量市场是基于对电能使用情况的预测，通过合理安排以满足后一天的电力需求。以美国CAISO市场为例，其实时能量市场包括15min市场和5min市场两种类型，主要为了平衡日前市场预测和实际电力负荷之间的差异，5min实时市场电力价格的波动性比日前市场更加强烈。决定储能参与能量市场价值收益的是系统在充放电过程中的价格差，在项目实际运行中发现，现有的电价差尚不够大，且不足以抵消由于储能系统循环效率等因素所造成的损失，因此通过参与日前和实时市场进行套利的方式，尚不能支撑储能项目创造更好的盈利机会，这部分收益也相对较小。4.2辅助服务市场区别于日前市场和实时市场，储能参与辅助服务市场可在调频和旋转备用等方面获取收益。4.2.1调频辅助服务在CAISO市场，调频服务是针对5min实时市场电力预测和实际需求间差异的平衡，这种差异也被称作区域控制错误。为了确保电力供需平衡，以4s为基础，安排一小部分可控资源随时接受调度减少或增加它们的电力输出以响应系统需要，并使电网频率控制在60Hz。储能参与调频辅助服务，实际上是在实时市场进行持续多次充放电的过程。而调频所获得的收入则基于其响应4s信号的准确程度，衡量资源准确性则基于调频里程，里程越长则获得的收益越大。表2储能系统调频获益汇总项目2015年收益2016年收益时间/d3131每日参与时间/h1824调节范围/MW-2.14～1.85-1.3～1.3平均上调价格/[美元·(MW·h)-1]1.183.67平均下调价格/[美元·(MW·h)-1]0.613.28容量收益/美元825139552里程收益/美元2721598能量支出/美元25925291其他支出/美元10094月度收益/美元828034675年收益/美元99000417000储能系统获取收益最大的应用领域是调频辅助服务市场，表2给出了两种不同情形下储能系统的获益情况[5]，其中2015年的样本代表了比较常见的调频市场价格，而2016年的调频市场价格比较特殊，且达到了较高的水平。由于调频价格的显著增长，储能系统可通过调节运行方式更多地参与调频辅助服务，并获取较高的价值回报。4.2.2旋转备用辅助服务旋转备用实际上是一种额外的备用容量，以满足非预期差异在供需之间出现时的电力需求。这类资源必须在很短的时间内为电网做出响应，而储能就像是传统发电系统一样，可利用其快速响应能力作为旋转备用资源参与市场。储能系统参与旋转备用的收益一方面来自于未提供旋转备用的支撑收益，另一方面来自于被调用后所获得的能量收益。4.3需求响应市场储能系统还可通过参与需求响应服务获取收益。虽然目前需求响应在中国尚处于试点实施阶段，包括需求响应基准线和奖励标准在内的响应机制尚不能直接促进储能技术应用，但随着长效机制的完善，该应用领域也将成为储能技术获取增值的关键平台。以蓄冷(热)为技术手段参与需求响应所产生的转移负荷量较为可观，在2013～2015年我国电力需求侧管理综合试点城市建设过程中，北京、江苏(苏州)、佛山建立了可服务城市电力运行保障的需求响应调峰资源。以北京为例，利用储(蓄)能方式参与响应的累计响应量占整个公建楼宇总响应量的61%。以某大型商业居民综合用户为例，2015年该用户全年享受需求响应资金支持约2万元(奖励资金平均100元/kW，若各次全部参与且达到承诺负荷，则可获得奖励资金约10万元)，其实际响应负荷曲线如图2、图3所示，实际负荷与基准负荷之间的差值即为需求响应转移负荷量。图2典型响应负荷曲线图3基线和响应日负荷曲线蓄冷(热)设备实现临时性负荷转移贡献尤为突出，这主要得益于蓄冷(热)设备供冷(热)时段的可调控性较强，用户对温度的敏感性在需求响应执行时间内可得到合理的控制，且在配合传统空调主机供冷过程中，在建筑保温效果良好的情况下，可以通过停用主机设备并增大蓄冷(热)设备供冷(热)的方式调节负荷，在不影响用户体验的情况下实现响应执行时段(30min～2h)的负荷削减。即使在温度提高需要空调主机启动的情况下，只要有蓄冷(热)设备替代主机提供冷(热)源的情况发生，负荷即实现了削减，负荷集成商和用户可享受对应的奖励资金支持，这也得益于试点时期需求响应基准线[6]的设立方式。按照国家发改委公布的计算方法，需求响应项目临时性削减