2020年8月26-28日，“第九届储能国际峰会暨展览会”在北京召开。峰会主题聚焦“聚储能十年之势，创产业十四五新机”。国网辽宁经济技术研究院满林坤认为，在辽宁这样高比例清洁能源、低灵活性的电力系统中，电力现货市场要通过电力服务的定价，将传统可控性电源的盈利模式，从仅发电盈利转化为发电与服务盈利并存的模式。未来随着新能源占比不断提高，火电的进一步压降，储能还要快速的发展。而随着电力市场逐步完善，储能也将逐渐发挥它自己的作用，市场化的机制也能够真正反映出储能的价值。

国网辽宁经研院满林坤

在“储能与电力辅助市场”分论坛上，，林坤主要从四个方面分析了辽宁储能商业模式的发展。

其一，我国电力现货市场建设总体情况

9号文的发布拉开了我国电力改革大幕，在该文件中，明确了现阶段我国电力市场的基本特征：

一是计划和市场机制长期并存，这也是由目前我国的国情决定的，有序放开公益性和调节性以外的发电计划，政府保留必要的公益性、调节性发电计划，以及政府有关部门按照市场化方向搞好电力电量整体平衡；

二是鼓励建立长期交易机制；

三是建立用户售电侧充分参与的市场；

四是促进大范围市场化配置资源。

关于推进电力市场建设的实施意见中，提出了电力市场建设的总体要求，其中也明确了相应的建设目标：电力市场主要由中长期市场和现货市场构成。其中，现货市场是我国电力市场的重要组成部分，推进现货市场建设是有相应的重点要求的，目前现货市场建设采用了试点先行的方式，即我国明确南方以广东起步，蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区作为第一批现货试点，由地方政府作为第一责任方组织推动电力现货市场建设工作，出台相应的方案和市场规则。国网公司一般是主要实施主体，负责对相应的现货市场中的试点中省间与省内衔接，中长期与现货衔接等方面提出具体的相应意见，同时也要开展跨区域可再生能源增量现货交易试点。

目前交易主体参与现货市场的主要方式是，一是发电侧报量报价、用电侧不申报、售电公司和电力用户作为价格的接受者，参与现货市场，既不申报价格，也不申报需求，但按照市场的价格进行电量的结算；二是发电侧的报量报价，用电侧的报量不报价；三是发用电的双向，报量又报价。

通过现货市场建设组织开展日前日内、实时电能量交易和调频备用等辅助服务交易，可以改变传统的计划调度方式，传统的电力方式电力价格只是反映长期的供需关系，只是反映它长期的综合成本，不能反映电力实时供需平衡特点，也没有实时价格信号，无法有效体现便利商品属性和更好实现资源优化配置。

一方面电力商品应该像其他商品一样，由供需双方决定自由交易，具有普通的商品属性，另一方面电力必须时刻保持供需平衡，并满足电网安全约束，它还具有特殊的物理属性，因此通过建设现货电力市场，最重实现市场化电力平衡机制，形成体现时间价值、空间价值电能商品和辅助服务食品的价格，保障电力系统的安全稳定运行。

2019年国家发改委、国家能源局印发了关于深化电力现货市场建设的相关意见，总结了八个试点的相关经验，同时也在2020年发布了一系列具体文件，也是对电力现货市场机制进一步完善，现在我国电力现货市场是处于一个起步阶段，体系是刚刚建成，尚不完全。

其二，辽宁电力现货市场展望

目前辽宁电力现货市场处于正在准备的前期阶段，通过4月29日辽宁电力机构独立规范运行工作会议和5月8日2020股东会议两次会议，标志着辽宁在全国完成了省级电力交易机构的股份制改造，也标志着辽宁电力市场化体系的建设，这个结点也为后续电力现货市场做了一个充足的准备。

辽宁电力系统和其他8家试点差异性主要是体现在以下方面：

一是高比例新能源接入，辽宁风电大约占15%，光伏占6%，约8%的核电，风光核加起来超过了全国平均水平，也增加了辽宁电网调峰的难度；

二是电热供需矛盾，辽宁位于东北，在冬季有供暖需求，热电厂一方面要维持供电安全保障，另一方面也要为附近的居民提供供暖需求，因此它在调峰的时候是相当受限，所以有一个低运行、灵活性的特点；

三是辽宁是一个受端电网，辽宁从蒙东、吉林、黑龙江购电，辽宁售电量约占用电量的五分之一；

四是火电经营比较困难，辽宁的火电厂不仅面临着省内火电企业的竞争，同时还要面临着蒙东由于低煤价导致煤电价格是非常低的，也是导致省间的竞争，这将导致在现货市场运行时供给曲线右移电价持续走低，传统可控电源，尤其煤电用小时数是持续下降的。单纯发电越来越难以从能量市场获得稳定可靠的收益，从而收回投资。

因此在辽宁这样高比例清洁能源、低灵活性的电力系统中，电力现货市场的设计，一方面要体现电力能量的价格发现和最有资源的功能外，还要实现电力服务价格发现和最优资源配置，主要是可靠性服务和灵活性服务，通过电力服务的定价，将传统可控性电源的盈利模式，从仅发电盈利转化为发电与服务盈利并存的模式。

而在辽宁电力现货市场设计时，不仅要关注能量市场，还要更多关注调峰服务市场，调频和备用市场、容量市场，而后几个将是未来辽宁电网现货实现效果的关键点。所以基于此，也是提出了辽宁现货市场建设关键机制的一些选择设计。

一是市场模式的选择，由于辽宁电网以上特点，并且存在着一定电网阻塞的情况，因此建议辽宁选择集中式市场模式。

二是批发电价的机制，考虑到辽宁电网内存在很高的阻塞风险，结点电价可以有效反映电能在时间和空间上价值，从而引导电网扩容在内的资源配置，因此辽宁应该以机组所在结点电价作为现货电能量市场价格。

三是单边市场和双边市场的选择，从其他试点省份间看，双边市场模式和单边市场几乎是各占一半，但是目前由于现货市场，由于用户侧参与的比较少，所以会导致现货市场价格是低于中长期市场的价格，而在辽宁现货市场中也是应该尽量避免此类问题，通过用户侧计量条件是否成熟来判断选择，单边还是双边市场，之后随着市场建设不断完善，再将用户侧纳入现货市场交易，逐步放大市场交易的规模。

四是新能源参与市场的方式，由于现在新能源还有部分补贴，带着补贴参加市场肯定是不公平的，因此还要合理设计新能源参与市场的政策以及具体的实施方案，建议按照报量报价的形式起步，后期逐步过渡到报量报价的形式参与市场竞争，同时还注意辅助服务市场与能量市场的衔接方式。

辽宁电力市场在起步时建议用调峰、备用、调频与服务市场分开出清，这样与现有的辅助服务市场进行衔接，而对于备用、调频、辅助服务建议采用日前市场先进行预出清，进而以预出清的结果作为日前电能市场计算的边界，实现现货市场与备用市场的协调。开展省间的现货市场可以实现可再生能源的空间互补共济，同时也建议采用省内预出请、省间出清电力为边界，实现省间与省内的协调衔接。

基于以上的机制设计，提出了辽宁电力市场建设思路，近期主要是三年以内市场模式应该还是以中长期交易为主，现货市场作为补充，同时现货市场由于过于复杂，要求技术支撑系统需要进一步的完善，辅助服务以省内为主进行开展，省间辅助服务市场作为补充。同时也要建立容量成本回收机制，而在容量市场储能具有降低用户的需量作用，也在容量市场上有一定的用武之地。而市场主体主要包括发电企业、电力用户、售电公司、电网企业等，也是将逐步引入需求侧资源、虚拟电厂、储能等新兴主体。

在中期进一步丰富辅助服务的交易品种，探索更大范围内的辅助服务资源共享和互济，逐步引入爬坡类产品、系统惯性服务、无功支撑服务等辅助服务的交易品种。同时还要进一步扩大市场的主体范围。在远期要进一步实现省间省内市场融合程度，形成统一申报、统一出清的模式。

辽宁储能发展现状

由于储能无法进入输配电价的成本合并，所以储能的价格机制就显得格外重要，也应该按照谁受益谁承担或者谁受益谁付费的成本疏导机制来进行。

以抽水蓄能的成本为例，分为固定成本和运行成本两部分，固定成本作为市场运营的公共服务成本，应由电网企业统一采购，通过容量电价的机制向用户侧进行传导，而运行成本主要是通过市场化机制进行回收，同时也要建立电站的可用率等相应指标的考核机制，加强对抽水蓄能电站运行情况的监管与考核，对于电化学储能等新型主体也应该规则参与相应电力市场化交易，服从电力调度的统一调度。

辽宁目前已投产和在建电化学储能电站4座，其中电源侧储能电站3座，用户侧储能项目1座，目前辽宁投产的电源侧电化学储能电站还主要以示范功能为主，在提高电网安全稳定性，减少风电场损失方面也起到一定作用，但是在经济性方面缺乏一定的正向的经营性的影响，而用户侧储能电化学储能电站未来随着现货市场逐步完善，更多从发电侧进行套利。

具体四个项目。

第一个是国电和风北镇风电场储能项目，是由融科储能与安山荣信提供2兆瓦/4兆瓦时全钒液流电池储能系统。

第二个是黑山龙湾储能电站，也是全钒液流电池，接入220千伏电池系统，是2014年4月投运。

第三个龙源法库卧牛石风电场，项目投资4.5亿元，配套是5兆瓦/10兆瓦时全钒液流电池储能系统，是2013年2月投运，也是国家863项目示范工程。

第四个是大连液流电池储能调峰电站，正在建设中，是国家级电化学储能调峰示范项目，建设规模是200兆瓦和800兆瓦时，建成之后将成为全球最大的电化学储能电站，预计全部投产运行后连上网电量是2.4亿千瓦时。

抽水蓄能方面，辽宁市已投产抽水蓄能电站1座，是蒲石河抽水蓄能电站，待投运两座，是庄河和清源，庄河目前属于前期研究的阶段，清源抽水蓄能电站是已经开工建设，蒲石河电站是2012年全部四台机组运行，并且是辽宁和吉林等省份共用。

辽宁储能运营模式

第一最传统的是峰谷价差盈利，目前辽宁按照最新一般工商业电价峰谷峰平平均价差0.44元千瓦时，与一般业内计算盈利点0.6元千瓦时还有0.16元的差距。辽宁由于是输配电价，在全国处于中游位置，输配电价不如江苏、上海等地，因此峰谷电价也是低于江苏等省份。

第二是参与调峰等辅助服务市场进行补贴盈利，目前辽宁储能电站尚未参与调峰辅助服务市场，市场的成员主要包括火电、核电、风电及部分可中断负荷用户，由于辽宁在低谷调峰时期极为困难，辽宁由于火电厂既有供电的要求，又有供暖的要求，并且辽宁的冬季是大风期，这将导致辽宁在冬季通过高额补偿的方式，对火电厂进行相应的补偿，而在春节期间负荷较小的时段，也是电能压力剧增，对于买方清洁能源企业，二档调峰均价已经高达0.9元千瓦时，出现了明显的倒挂，而在这其中如果将来储能可以参与调峰等辅助服务市场，也是会有一定的套利空间。调峰等辅助服务市场，由于电网侧储能具有独特的优势，它可以位于电网的关键枢纽处，相比其他的一些设备它是服务效率更高的，而且它可以是直接接受电网的调度指令，因此响应更快。

第三个也是常规的限电弃电量的存储，以及提升电网供电可靠性进行盈利，并且可以采取延缓电网建设投资来进行盈利，以沈阳市中心城区顺城变供电区域为例，如果采用储能电站作为新建变电站的替代，它将低于变电站的投资30%，并且它可以在负荷高峰期起到平抑负荷的作用，也可以作为备用电源做变电站的设备检修和更换，运行起来更为灵活。

目前储能投资方面是市场化，但是监管是非市场化的，也为相应的运营管理带来了一定的难度。未来随着新能源占比不断提高，火电的进一步压降，储能还要快速的发展。而随着电力市场逐步完善，储能也将逐渐发挥它自己的作用，市场化的机制也能够真正反映出储能的价值。