0 引言

自中国“双碳”目标提出以来，国内风电、光伏发电加速发展，波动性新能源渗透率提高和传统化石能源机组退出带来的电力系统灵活性问题亟待解决。到2023年底，中国间歇性新能源发电装机规模超过10亿kW，发电量占比超过16%，火电等常规机组调节压力日益加剧，电力供需平衡压力持续加大。近年来新型储能技术趋于成熟，成本持续下降。截至2023年底，全国新型储能装机3450万kW/7450万kWh，占全部储能装机容量的40%，锂电池储能系统成本已低于1元/kWh。新型储能技术的快速进步为提升电力系统灵活性提供了更多技术选择，也为构建竞争性灵活资源市场提供了条件。

国外部分独立系统运营商为适应储能物理特性，在能量市场、辅助服务市场、容量市场、输电资产方面做出了机制探索[1-6]。文献[7-8]研究表明，储能的投资效益会受系统实际运行情况影响；文献[9]研究表明，参与容量市场获得容量费用补贴是其回收固定投资成本的重要渠道，可以为投资者提供长期价格信号；文献[10-11]研究了储能如何利用有限容量在市场中获取最大收益；文献[12-13]研究了储能在能量、备用、调频市场上的联合投标策略；文献[14]研究了储能容量市场收益；文献[15]假设储能执行燃煤机组的容量补偿电价来获取容量收益。上述研究表明，合理的容量机制从远期对储能资源进行容量费用补偿，既可以帮助储能产业回收固定投资成本，为投资者提供合理的价格信号，又可保障高比例新能源下电力系统整体灵活性资源的充裕性和电源结构的合理性。

然而新型储能技术类型多样，技术与成本指标变化快，特别是作为一种能量有限型资源，各类新型储能技术的调节价值与其储能时长、系统净负荷以及市场电价密切相关，反映储能充放电有限能量特性的容量电价补偿机制仍有待深入研究。为此，本文结合主流新型储能技术经济参数与国内典型地区现货市场运行情况，测算现货市场环境下各类新型储能经济性差异与未来趋势，并基于国内外容量机制经验与研究成果，研究不同容量机制对提升新型储能经济性的作用，从而为储能参与现货市场的政策机制设计提供决策参考。

1 储能参与市场现状

随着新能源发电规模不断提升，电力系统对储能的需求与日俱增。2021年国家发展改革委、国家能源局提出在电网企业承担风电和太阳能发电等可再生能源保障性并网责任以外，仍有投资建设意愿的可再生能源发电企业可通过与调峰资源市场主体进行市场化交易的方式承担调峰责任，以增加可再生能源发电装机并网规模[16]。此后全国先后有24个省出台新能源配置储能政策，驱动储能装机快速增长。然而电源侧储能运行模式单一，目前已建新能源侧配置的储能等效利用率仅为6.1%，明显低于用户侧和电网侧储能水平[17]。为此，相关部门于2022年正式引入独立储能模式，并提出推动独立储能参与电力市场交易[18]。地方层面，山东、甘肃、青海、广东等省份明确了独立储能参与电力现货市场的规则，新型储能应用场景得以拓展，如表1所示。

表1 新型储能参与电力现货市场地方探索
Table 1 New energy storage participation in electricity spot market local exploration

省份文件名称主要内容山东《山东省电力现货市场交易规则（试行）》《关于做好2022年山东省电力现货市场结算试运行有关工作的通知》《山东省电力市场规则汇编（试运行V13.0）》· 独立储能在现货市场电能量交易中按照报量不报价原则出清，上网电量价格按照市场出清价格结算，并享受容量补偿费用· 新能源配储作为联合体需申报短期预测出力、竞价信息· 向新能源企业租赁容量不影响独立储能作为整体参与现货市场甘肃《甘肃电力现货市场运营规则修订汇总（结算试运行暂行V2.5）》· 电网侧独立储能和共享储能电站作为价格接受者按照节点边际电价参与现货市场结算，满足条件可予以优先出清青海《青海电力现货市场结算实施细则（初稿）》· 电网供需宽松时，储能电站放电电量执行发电侧结算电价，充电电量执行用户侧结算电价· 电网供应紧张时，储能电站由调度机构统一调度，按实时市场最高出清价进行结算广东《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》· 独立储能（电网侧储能）作为独立主体参与现货市场，充放电价格均采用所在节点的分时电价贵州《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案（征求意见稿）》· 现货电能量交易独立储能全电量参与现货市场出清，具备条件时采用报量报价方式参与，不具备条件时可考虑采用报量不报价等其他方式参与

独立储能模式的出现和参与电力市场交易在一定程度上提高了新型储能项目的利用率[14]，但由于中国电力市场处于发展初期，市场体系尚不完善，在新型储能等市场主体参与电能量市场和辅助服务市场交易基础上，还需配合容量成本回收机制。国内容量补偿机制已覆盖抽水蓄能[20]及煤电机组[21]，容量成本纳入系统运行费用回收。尽管近年来一系列电力体制改革文件强调探索容量补偿机制以鼓励新型储能投资建设[22-23]，但国家层面尚未出台包含新型储能等具有可靠性价值的普适性的容量机制，如图1所示。

图1 “十四五”时期火电、抽水蓄能、新型储能容量价格机制实施进展
Fig. 1 Progress in the implementation of price mechanisms for thermal power, pumped storage and new energy storage capacity during the 14th Five-Year Plan period

与煤电和抽水蓄能类似，新型储能也具备放电能力，可起容量支撑的作用，部分替代对发电机组的投资。国外成熟市场已开始尝试采用容量机制支持新型储能建设运行。如美国FERC841法案要求储能参与容量、能量、辅助服务等全体系的市场[1]。但作为电量有限型资源，储能可提供的容量支撑不仅取决于其最大放电功率，还与其能量（持续放电时长）等多种因素有关。在美国，各系统运营商（independent system operater，ISO）要求储能满足一定的连续放电时间，对不能满足的放电功率进行折价。加州ISO（CAISO）要求储能放电能力持续4 h以上，由于能量容量2 MWh、功率容量为1 MW 的储能只能连续放电2 h，因而其容量价值只能取0.5 MW，容量系数为50%[24]。美国纽约独立系统运营商（NYISO）要求放电功率低于1000 MW时，能量容量和放电功率比例为2、4、6、8的储能，容量系数分别核定为45%、90%、100%、100%[2]。英国国家电网公司（National Grid）对放电时长0.5～8 h储能T-1容量电价折价系数在9.3%～95.25%之间。美国部分ISO[25]及英国[26]也在考虑利用有效带负荷能力（effective load carrying capability，ELCC）衡量储能的容量价值，即在系统可靠性指标不变的情况下，增加1 MW电力资源带来的尖峰负荷增量。

国内部分省份也已开展了新型储能的容量补偿机制的探索，补偿标准一般以储能装机容量或充放电量而定，补偿资金由发电侧或用户侧进行疏导。以山东为例，2022年以来新型储能补偿价格经多次调整从初始的360元/ （kW·a）调整至60元/ （kW·a）。2023年11月，山东省发改委发文明确新型储能作为独立市场主体参与市场交易执行基于市场化模式下的“电量电价+容量电价”两部制上网电价机制，其中新型储能向电网送电时可根据月度可用容量获得容量电价补偿，具体补偿标准根据当月电力市场供需确定[27]。2023年12月，山东省煤电市场化容量电价补偿下调，新型储能容量补偿也随之下降[28]，如图2所示。可见，当前国内新型储能容量补偿机制仍处于探索阶段。

图2 山东省容量补偿机制探索回顾
Fig. 2 Review of capacity compensation mechanism exploration in Shandong province

2 独立新型储能在电力市场中的收入模式

2.1 独立储能参与电力现货市场

由于其充放电特性，独立储能电站在电能市场中以双重身份活动。在电网负荷低谷期，它以市场需求者身份以相对较低的价格购买电量并进行储存；而在电网负荷高峰期，它以市场供给者身份将储存的电量并网运行，以实现峰谷电价的差量利润收益。目前，独立储能参与现货交易模式以报量不报价的价格接受者方式为主，即在日前申报环节，独立储能运营商根据对运行日的供需分析和节点边际电价预测，自主决定运行日分时充放电功率，在市场关闸前，通过电力市场交易系统申报运行日96点充放电功率。市场运营机构将独立储能的申报信息作为市场出清的边界，通过运行输电安全约束机组组合（security constrained unit commitment，SCUC）、输电安全约束经济调度（security constrained economic dispatch，SCED）优化算法，在满足电网安全运行和新能源优先消纳的条件下优先出清。市场运营机构校核独立储能的功率曲线并发布。在运行日，独立储能根据实际出清的功率计划安排充放电，并按照现货市场出清价格结算。

如不考虑中长期交易以及实时市场的电量偏差，采用日清月结的方式，储能的日净收益为

式中：REss为储能系统现货市场收入； 为t时段储能系统的发电量； 为t时段储能系统的充电量；Lt为t时段的节点边际电价。

2.2 容量成本回收机制

电力现货市场配套的容量成本回收机制旨在提供一种收入模式以补充能量市场无法回收的成本，市场设计中通常称为Missing Money，容量市场机制设计目标是实现电力系统的长期供需均衡。根据国内容量机制的实践，在市场运行初期，主要采用容量补偿机制，未来会逐步过渡到容量市场机制。容量补偿应根据发电资源的发电能力进行补偿，以确保系统中的发电充裕性，并满足电力系统的可靠性标准。容量补偿由系统中的市场化用户分摊。容量机制的收入等于有效容量和容量电价的乘积。

式中：RC为容量补偿收入；PC为容量电价；KC为有效容量。

在有效容量方面，任何对电力系统可靠性有贡献的容量，包括发电侧、负荷侧以及储能侧的资源均可成为容量机制的补偿对象，对可靠性的贡献是指在电力负荷或净负荷高峰时段资源提供的预期发电能力。例如，煤电应考虑其煤炭供应和发电设备的不可用性后的折算发电能力，煤电的有效容量约为其额定装机的85%～95%，新能源的有效容量应考虑其日内和季节发电特性后的折算发电，光伏的有效容量通常不超过10%。

在容量电价方面，容量电价主要由市场模式决定。国内电力市场建设初期，采用了容量补偿机制，即相关政府主管部门制定容量电价。根据电力现货市场运行预期，容量电价需根据某类发电侧资源的投资成本，并考虑投资回收周期、贴现率、通胀指数等因素，计算其年应回收的容量补偿，进而折算出容量电价。考虑到现货市场运行和机组造价的变化，容量电价应每年或每若干年重新测算，包括储能在内的容量资源均采用统一的容量电价计算容量补偿收入。

除现货市场收益和容量补偿外，电化学储能在调频等辅助服务市场也可获取可观收益。国内部分地区电化学储能配合火电参与调频市场的经济性已得到验证。考虑到目前新型储能同时参与现货及调频市场的运行策略尚处于探索阶段，本文未将调频收益纳入电力市场定量收入分析。此外，山东、山西等部分省份新型储能还可获得新能源发电项目容量租赁收益，但各地容量租赁价格水平、租赁周期和可持续性不确定性较大，本文暂未将容量租赁收益纳入储能经济性量化分析。但需要说明的是，新型储能具备参与多类型电能量及辅助服务市场的能力，应用场景的叠加将进一步提升新型储能的经济性。

3 独立新型储能在电力市场中的收入分析

3.1 分析方法

目前各类新型储能技术成熟度不同、成本下降空间各异，独立新型储能在各地的运行方式和盈利模式不一。未来新型储能的经济性还将受充放电运行工况变化、各地政策调整、运营商报价策略等多重因素影响。结合以上关键因素，本文归纳以下6个分析维度对独立储能在市场中的经济性进行分析。

维度一为不同储能技术路线的独立储能经济性对比。根据多种技术的成本和技术特性，横向比较其在相同电力市场中的经济效益。

维度二为不同省级现货市场环境下的独立储能经济性对比。各省电源能源结构、市场供需和市场规则使现货市场电价存在差异，不同的电价特性会出现不同的储能经济性。

维度三为不同收入构成情况下的独立储能经济性对比。在现货市场的电能交易收入基础上，引入容量补偿机制以分析多种收入构成情况下的储能经济性。

维度四为不同时间周期的独立储能经济性对比。考虑未来储能成本下降、市场供需变化等因素，分析长时间周期的储能经济性变化。

维度五为不同竞争态势的独立储能经济性对比。在同等市场环境下，考虑独立储能装机规模的变化，对市场电价的影响，进而分析在无竞争逐步到充分竞争情况下的储能经济性变化。

维度六为价格预测偏差对独立储能经济性影响对比。独立储能投运后，在每个日前申报前需预测市场电价，然后进行充放电申报决策，电价的预测准确度会影响储能收入。

针对上述分析需求，本文构建了2种类型的仿真技术。采用电力现货市场长周期仿真技术进行未来电力现货市场的价格预测，该技术以电力现货市场的输电安全约束机组组合、输电安全约束经济调度以及节点边际电价为核心算法，通过对仿真年的自动连续365 d滚动出清，计算全年8760 h节点边际电价。采用独立储能充放电优化决策技术对储能的充放电进行优化决策，即根据现货市场电价和储能的技术特性，以净收入最高为优化目标，优化决策储能时序充放电功率。根据上述2类优化算法的电价和功率计算结果，能够计算独立储能在现货市场中的充电成本、发电收入以及净收入。

在经济性分析中均以年为时间周期，评估独立储能在1个完整年份的电力市场收入。经济性评估指标采用投资回收年，作为通用性指标能够在考虑不同技术特性、容量补偿、省级市场特征和未来市场变化等各类影响时，公平比较独立储能经济性。具体表达式如下：

式中：Yc为储能系统的投资回收年；Ctotal为储能系统的总投资；REss为储能系统的年收入。

3.2 算例分析

在算例分析中，以已经开展电力现货市场结算试运行超过1 a的山东、甘肃、蒙西、山西和广东5个地区为例，进行独立储能的经济性分析。分析中采用了各交易中心公开发布的连续365 d市场电价数据，并根据15 min间隔的时序电价调整为1 h间隔的时序电价。

维度一：不同储能技术路线在同一电力市场环境下的经济性对比。

选用锂电池、压缩空气、液流电池和抽水蓄能4种典型储能技术作为研究对象，额定功率均为100 MW。表2为不同储能技术路线的典型技术及成本参数。

表2 储能技术和成本参数
Table 2 Energy storage technology and cost parameters

类型充放电效率/%充放电时长/h功率成本/(元·(kW)-1)电量成本/(元·(kWh)-1)锂电池（2 h）852600900锂电池（4 h）854600900液流70625001500压缩空气6586000200抽蓄75105500100

表中充放电效率[29]设置；充放电时长基于目前各类储能技术典型连续放电时长设置；功率及电量成本参数[30]设置。

采用独立储能充放电优化决策对储能的充放电进行优化决策，以锂电池（2 h）与压缩空气储能为例的储能系统充放能动作状态如图3所示，由图可知储能技术在低电价时段进行充电，在高电价时段进行放电获利，充放能时长较大的压缩空气储能技术在日内会进行更多电量的充放电。

图3 不同储能技术充放能对比
Fig. 3 Comparison of charging and discharging of different energy storage technologies

选取蒙西电力现货市场中的东部分区电价。测算结果如表3所示。锂电池（2 h）技术投资回收年最短，为4.26 a。虽然其年总净收益相比其他技术较低，为5638万元，但最低的投资使其有最短的投资回收期。抽水蓄能和压缩空气技术的单位电量投资成本低，在利用效率较高，即净效益总额较高的情况下，其投资回收年处于中游。由于投资成本过高，液流电池的投资回收年最长，为11.77 a。

表3 蒙西东部不同技术路线收入
Table 3 Revenues from different technical routes in eastern part of western Inner Mongolia

储能类型年总充电量/MWh年总放电量/MWh年总充电成本/万元年总发电收入/万元年总净收益/万元总投资/万元投资回收年/a锂电池（2 h）135 996115 60831288766563824 0004.26锂电池（4 h）221 590188 370482314 095927242 0004.53液流电池250 871177 015472514 4999774115 00011.77压缩空气267 093175 240485015 05610 20676 0007.45抽水蓄能298 495225 931578918 26812 47965 0005.21

维度二：不同地区电力市场下的独立新型储能经济性评估。

本研究以锂电池（2 h）技术路线为例，选取甘肃省、广东省、山东省、山西省以及蒙西地区现货市场电价，考虑到输电阻塞的影响，甘肃采用河东分区电价，蒙西采用了东部和西部分区的电价。

由表4可知，同一储能在不同现货市场的收入情况差异性较大，年总净收益最高为山西的5771万元，最低为甘肃河东的3838万元。同一市场内，由于输电阻塞对电价的影响，储能在不同分区的收入情况也不同，蒙西东部地区的储能年总净收益为5638万元，蒙西西部地区为5150万元，高出8.66%。在几个市场或分区中，储能在山西电力现货市场中的经济性最高，投资回收年仅为4.16 a。

表4 2022年不同地区电力市场独立新型储能收入
Table 4 Revenues of independent new energy storage in electricity markets in different regions in 2022

地区年总充电量/MWh年总放电量/MWh年总充电成本/万元年总发电收入/万元年总净收益/万元总投资/万元投资回收年/a甘肃河东184 117156 51549878825383824 0006.25广东148 851126 53653959240384524 0006.24蒙西东135 996115 60831288766563824 0004.26蒙西西133 893113 82026207770515024 0004.66山东156 235132 81327887768498024 0004.82山西140 831119 71832309001577124 0004.16

该分析表明储能在不同电力现货市场中的投资经济性具有较大差异，其显性原因为市场电价的特性差异，造成电价差异的原因主要体现在市场中的电源结构、供需状况、输电阻塞以及市场规则等。甘肃市场的现货市场出清限价的上限和下限分别为650元/MWh和40元/MWh，其他市场的限价价差普遍高于1000元/MWh，甘肃的最高价差仅为610元/MWh。蒙西市场中，呼包断面是蒙西西部向东部送电的主断面，且为频繁阻塞断面，使西部和东部分区出现常态型价差。山西市场中，新能源装机占最高负荷的比例为120%，其中光伏在总新能源装机中的占比为42.2%，该电源结构会形成显著的现货市场价差。

维度三：考虑容量补偿情况下的不同储能技术路线的经济收入。

采用容量补偿机制，补偿主体为全市场中所有市场成员，并采用统一容量补偿电价。假设抽蓄适用于容量补偿机制。在维度一的电能收入基础上，结合容量补偿机制的额外收入对独立储能收入的经济性进行计算。从有效容量和容量电价2个方面分析对储能经济性的影响。

采用日小时比例法和英国容量市场采用的典型参数计算储能有效容量，其中，日小时比例法对储能的有效容量为储能满功率充电小时数除以24 h。有效容量的参数如表5所示。

表5 独立储能有效容量比例
Table 5 Capacity compensation parameters for independent new energy storage technologies

类型日小时比例法有效容量比例英国有效容量比例容量补偿价格/(元·(kW·a)-1)锂电池（2 h）8%37.02%330锂电池（4 h）17%62.32%330液流电池25%95.25%330压缩空气33%95.25%330抽水蓄能42%95.25%330

考虑容量补偿机制的独立新型储能投资回收年对比如图4所示。

图4 容量补偿机制下的独立储能投资回收年
Fig. 4 Payback years for independent energy storage under capacity compensation mechanisms

对比引入容量补偿机制后，各种储能技术经济性都得到了不同程度的提升。相对于日小时比例法的有效容量，英国的有效容量比例使各储能技术能够缩短投资回收年。以液流储能为例，在中国，考虑容量补偿收入机制下的投资回收年为10.85 a，而在英国的容量补偿机制下，能减少到8.90 a。

参考《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》中关于煤电容量电价水平的确定方式，分析了不同储能系统容量电价水平下独立储能的经济性。构建的容量补偿电价如表6所示。

表6 不同水平容量补偿价格
Table 6 Compensatory prices for different levels of capacity

容量补偿电价固定回收比例容量补偿价格/(元·(kW·a)-1)30%100 50%165 100%330

在不同水平容量电价下独立储能系统的经济性差异如图5所示。

图5 容量补偿收入占年总净收益百分比
Fig. 5 Capacity reimbursement revenue as a percentage of total annual net income

由图5可知随着容量补偿电价水平的不断上升，对于充电时长较高的储能技术，容量补偿对其经济性的贡献率不断攀升。以储能充放能时长为8 h的压缩空气以及10 h的抽蓄为例，当容量电价由165元/ （kW·a）上升到330元/ （kW·a） 时对于年总净收益的贡献率分别从5.11%与5.22%上升到9.73%与9.92%，相比仅参与电能量市场情况下经济性突出的锂电池而言，充放能时长较高的储能技术在容量补偿机制下将得到较高的经济性激励，这与长时储能对电力系统可靠性的贡献一致。

综合分析显示，即使在考虑容量补偿收入的情况下，锂电池仍然表现出较好的经济性，其投资回收年限保持在4 a以内。这表明容量补偿机制的引入为储能技术提供了显著的经济激励，特别是在采用英国参数时，其相对较高的有效容量使得各种储能技术能够在经济上更为可行。在考虑不同容量补偿电价影响时，容量补偿收入对整体经济性的影响随着储能充放能时长的增加而提升，结合储能系统对电力系统可靠性的贡献情况可知，储能充放能时长越大的储能技术在负荷高峰的顶峰贡献越大。

维度四：未来电力市场环境下的储能技术经济性评估。

根据山东省存量和规划的电力系统信息，搭建了山东省2030年仿真数据，仿真边界包括：在发电侧方面，煤电装机12 163万kW，风电和光伏装机分别为9500万kW和4500万kW，结合交易中心公开发布的历史新能源时序功率，构建2030年8760 h新能源时序功率。在负荷侧方面，年最高负荷为17 180万kW，全年用电量为10 003亿kWh，结合交易中心公开发布的历史负荷时序功率，构建2030年8760 h负荷时序功率。针对山东省2030年的电力现货市场，采用电力现货市场长周期仿真技术分别对该年份进行仿真，计算年度时序现货市场价格，基于仿真电价以及成本变化情况，进行锂电池 （2 h） 的经济性分析。

本研究主要以上文所展示的经济性较为突出的锂电池 （2 h） 以及抽蓄技术为例并引入中国容量补偿机制进行经济性评估。2030年构建的储能技术成本参数如表7所示。锂电池 （2 h） 与抽蓄技术的收入如表9所示。有关研究表明，2022年抽水蓄能电站造价相比同年核准抽水蓄能增加近5%[31]。考虑到后期抽水蓄能站址条件下降，开发难度上升，本文假设2030年抽水蓄能成本将有所增加。

表7 2030年储能成本参数
Table 7 Cost parameters for energy storage in 2030

年份2030成本功率成本/（元·（kW）-1）电量成本/（元·（kWh）-1）锂电池300500抽水蓄能6500100

表8 山东省不同年份储能技术收入
Table 8 Revenue from energy storage technologies in Shandong Province by year

年份类型年总充电量/MWh年总放电量/MWh年总充电成本/万元年总发电收入/万元年总净收益/万元总投资/万元投资回收年/a 2022 锂电池（2 h）156 235132 81327887768498024 0004.82 2030 锂电池（2 h）110 29793 76120738160608713 0002.14 2022抽水蓄能288 786218 582444614 064961865 0006.76 2030抽水蓄能272 798206 481419516 87512 68075 0005.91

表9 不同储能竞争规模下的独立储能收入
Table 9 Independent energy storage revenues at different sizes of energy storage competition

储能竞争规模/ （MW/MWh）年总充电量/MWh年总放电量/MWh年总充电成本/万元年总发电收入/万元年总电费净收入/万元年总净收益/万元总投资/万元投资回收年/a 100/200106 14290 230170757584050405021 0005.18 1000/2000103 26487 783168854583770377021 0005.57 10 000/20 00086 28773 351161837352116211721 0009.92

对表8的数据进行分析，可知锂电池（2 h）技术在未来电力市场中的经济效益更好，在2030年投资回收年缩短至2.14 a，缩短幅度为56%。抽蓄在2030年的投资回收年为5.91 a，缩短幅度为13%，以上数据表明锂电池在2030年的经济性表现要优于抽蓄，2022年的全年平均日内最大电价差为678.33元/MWh，2030年为837.39元/MWh，由电价差可知2030年的储能通过价差获利的空间较大，但抽蓄技术随着未来成本的不断攀升导致经济性提升低于锂电池。

在该分析维度中，独立储能在未来的经济性取决于成本下降水平和现货收入水平，现货收入水平又受到未来电力现货市场中的煤电、新能源、负荷等供需和价格因素的影响。

维度五：考虑储能完全竞争场景下的独立储能经济性变化。

以锂电池 （2 h） 为例，采用山东电力现货市场，分析市场中的独立储能总规模分别为100 MW/200 MWh、1000 MW/2000 MWh、10 000 MW/20 000 MWh场景下的独立储能经济性。采用电力现货市场长周期仿真技术，在市场中其他要素不变的情况下，仅改变独立储能规模，获得市场时序电价。具体收入数据如表10所示。

表10 典型月日前电价与实时电价储能收入
Table 10 Typical month day-ahead LMP vs. real-time LMP energy storage revenues

电价月总充电成本/万元月总发电收入/万元月总净收益/万元日前预测电价275699424实际电价320729409

如图6为不同储能规模下的电力市场全年平均日内最大电价差变化趋势。当大量储能进入市场竞争，储能普遍会在低价时段充电，使原本低价时段的价格上升，同时，储能普遍会在高价时段放电，使原本高价时段的价格下降，总体上会形成价差降低的趋势。随着储能规模的不断扩大，电价差逐渐减少，独立储能的价差获利空间不断降低，导致经济性明显降低。表11中的数据反映出当储能竞争规模由100 MW/200 MWh变化到10 000 MW/20 000 MWh时，投资回收年从5.18 a上升到9.92 a，因此独立储能的经济会受到储能竞争规模的影响。

图6 不同储能竞争规模的全年平均最大日内电价差
Fig. 6 Annual average maximum intraday tariff spread for different storage competition sizes

维度六：价格预测偏差对独立储能经济性的对比分析。

假设根据日前市场边界条件对现货市场进行运行日时序节点边际电价预测，根据日前价格优化储能充放电决策，实际结算采用实时市场电价，日前预测价格与实时市场价格出现偏差。采用典型月的2套价格进行锂电池（2 h）经济性分析。

图7所示为2022年1月某典型日的2 h锂电池储能系统在日前电价基础下优化得到的时序充放能功率图。储能系统在日前电价的低电价时段进行充能再到电价高时放能获利，由于日前电价与实时电价存在差异导致储能系统按日前电价制定的充放能策略在实时市场时并非获利最大策略。如图7的12、13时段并非实时电价的最低电价时段，但储能在此处进行了充能，并在低电价的19时段进行了放能。

图7 日前电价与实时电价储能充放电情况
Fig. 7 Day-ahead vs. real-time tariff energy storage charging and discharging scenarios

由表10可知典型月中，根据日前电价决策的净收益为424万元，实际结算收入为409万元，收益降低15万元，偏差率在3.6%，投资回收期延长0.15～0.2 a。

4 结论与建议

中国正在推进新型电力系统与电力市场建设，随着新能源发电占比的提升与市场机制的完善，独立储能可通过现货市场分时电价的价差获取收益，各现货试点也在探索独立储能参与容量、辅助服务等市场的实施路径。本文选择国内典型电力现货市场作为对象，从6个维度分析了储能技术参与电力市场运行的经济性及其变化趋势。

研究发现，在不考虑容量电价补偿的情况下，锂电池储能参与电力现货市场的经济性高于其他储能技术。随着投资成本下降，锂电池储能参与现货市场的经济性优势将愈发明显，压缩空气储能经济性有望在2030年前超过抽水蓄能。在考虑容量电价补偿的情况下，目前抽水蓄能与锂电池储能参与现货市场的经济性基本相当，但随着抽水蓄能造价的上涨，锂电池储能的经济性将会高于抽水蓄能。相比国外，目前按照放电时长等比例折算容量电价的补偿水平偏低。综上所述，以锂电池为代表的新型储能已开始显现相对于抽水蓄能的经济性，赋予新型储能独立市场地位，鼓励其参与电力现货市场有助于提升电力市场运行效率，降低新能源发电系统消纳成本。

本文提出以下建议。

一是加快研究和制定面向全市场成员的容量机制。容量机制以保证电力系统长期供应充裕度或满足可靠性标准为目标，为所有对电力系统保供有贡献的发电侧、负荷侧以及储能侧的资源提供容量收入。在目前针对煤电的容量电价机制基础上，构建全市场成员的容量机制。特别是在新型电力系统中，间歇性新能源快速发展、煤电等传统电源有限发展、电力负荷持续增长的趋势下，储能是支撑电力系统供电可靠性的重要顶峰资源。但需要注意的是，由于不同储能技术路线的满功率放电时长的差异，其顶峰能力具有显著不同，在设计容量机制时，需要采用有效容量或ELCC等方法合理核算储能资源的容量价值。

二是降低储能市场参与多市场品种的门槛。推动储能全面参与现货和各类辅助服务市场。现货市场方面，持续细化现货市场时空颗粒度，建立适应储能荷电状态约束、衰减老化特性的市场出清模型，在市场起步结算，可采用“自调度”方式起步，随着市场成熟，可采用“报量报价”方式，即储能申报充放电能力和价差，实现更优的社会福利最大化。辅助服务市场方面，在完善与现货市场配套的辅助服务品种基础上，允许储能作为市场主体参与调频和备用市场，通过丰富提供主体增加辅助服务市场的竞争程度，提升辅助服务市场效率。

三是合理设置现货市场限价。现货市场价格是全部电力市场体系的最关键要素，发现价格是电力市场设计和运行的主要目标之一。从经济学机理角度，现货市场的限价是为保证电力系统供需的长期均衡，而不是管制电价的手段。价格上限的设置应充分考虑保供需求和发电充裕度，市场应发现足够高价的信号以驱动包括储能、常规机组等市场主体顶峰发电和建设顶峰资源的投资意愿。价格下限的设置应考虑清洁能源消纳的需求，市场应发现足够低价甚至负价的信号以激励灵活性资源的运行和投资。

四是鼓励商业化独立储能的可持续发展。随着储能参与市场机制的完善，通过参与现货市场、容量机制和辅助服务市场的独立储能的综合商业模式已经明确。特别是通过各类市场价格信号，能够较为客观地评估独立储能的经济性。随着各地将配建储能作为新能源并网或核准的前置条件，储能容量租赁在一定程度上缓解了新能源发电企业的投资风险，但也存在租赁价格波动、租期偏短、设备质量偏低、利用率低、无效投资等问题，容量租赁模式难以持续。建议引导储能投资商根据市场模式和价格信号，合理投资和建设储能，形成储能投资、市场效率、清洁能源消纳和电力保供的多赢态势。