在国际能源转型的大浪潮下，制定中国电力行业低碳发展路线的工作也在逐步深入。习近平总书记在2020年底气候雄心峰会上宣布，到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。这已成为中国落实碳达峰的中期目标，然而，未来要实现碳中和，建立以非化石能源为主体、安全高效的电力系统仍然充满了挑战。 2021年3月两会审议通过的“十四五”规划和2035年远景目标纲要，设定了包括单位GDP能源消耗、二氧化碳强度和空气质量在内的“十四五”能源和环境约束性指标，但并未提出具体煤电退出的要求。与之前“十三五”规划相比，新的规划纲要在实现低碳转型和完善系统的能源安全方面进行了部署，这主要体现在： 能源基地更多采用多能互补的开发和外送模式； 在负荷集中的东中部地区发展分布式能源； 合理控制煤电建设规模和发展节奏，在工业、交通、建筑等领域推进节能和电能替代。 表格 1“十三五”和“十四五”规划在能源和环境方面的关键指标 在此背景下，西北地区作为能源资源密集地区，承担着大规模发展清洁能源，建设和更好地利用跨区输电通道以支持中东部和华北地区低碳转型的重任。然而，西北地区的电力行业目前面临着许多制约因素，包括缺乏适应大规模可再生能源并网的运行方式、灵活性资源不足、煤电产能过剩、电力市场还不成熟等。在睿博能源智库最近的报告中，从政策和监管策略角度为西北地区电力行业转型和煤电退出路线图给出了10条具体建议。基于对西北地区电力系统特性的分析，我们认为提高系统运行和投资效率依然应该作为该地区近期政策改革的重点，并分别从三方面进行了详细充分的论述： 促进区域经济调度和更灵活的发电机组安排，能够经济高效地并网可再生能源，降低成本和减少排放。我们更进一步讨论了如何通过改革上网电价、管理中长期合同和分配合同款项等具体措施来更好地支持区域经济调度，并最终向区域现货市场的方向发展。基于对中国其他地区的观察和国际电力市场的借鉴，我们建议在鼓励更高效的跨省调度的基础上，可以授权西北电网调度中心对各省发电机组安排进行调整，为可再生能源发电创造更多的空间；通过实施分时上网电价，奖励与经济调度和区域优先调度相符合的运行；允许燃煤发电集团在其发电机组组合内，以经济的方式更灵活高效地安排燃煤机组发电。以及，在事后的基础上重新分配中长期合同款项以支持高效调度。 协调国资委、国家发改委和能源局与能源供应侧结构改革相关的工作，对激励发电公司支持电力行业转型有重要的意义。特别是，未来国资委可能需要在煤电资源区域整合和发电集团绩效评估方面与电力体制改革的目标更好地协调统一。例如，由于现有的发电企业评价指标未能起到鼓励发电机组清洁灵活高效运行的作用，可以通过增加评估发电企业环保和低碳的指标来弥补这一缺陷。 改善电力行业规划，有助于在保障系统可靠性的前提下，实现低碳转型—如何合理制定煤电退出决策、确定新的资源投资组合、保障资源充足性？区域电力市场和碳市场可以发挥什么作用？我们也对这些关键的问题进行了分析。我们认为通过运用高级的规划模型来预测负荷、进行可靠性评估和成本最低的容量扩充，将非常有助于支持强化五年规划。作为一个长期目标，理想的做法是在区域现货市场结构下以反映市场价格的方式实施更精细的资源规划过程。我们建议西北区域现货市场应采取美国区域输电组织（RTO）的形式。在这种结构下，区域市场定价和包括资源充足性规划和输电规划在内的RTO规划将在引导投资方面发挥关键作用。RTO规划旨在确保即使在投资决策逐渐分散化的情况下，批发市场仍能保持可靠的电力供应，具有充足的竞争力，并具有经济有效水平的输电阻塞。 纵观“十三五”期间，西北地区在低碳减排方面取得了令人瞩目的成就。区域电力市场要进一步发挥西北地区资源整体优势，促进资源在西北地区以及全国范围内的优化配置，这需要对电力规划、系统运行，市场机制，电价政策，机构协调等方面进行持续的政策改革。 在“十四五”规划的开局之年，西北五省已经开始陆续出台省级 “十四五”规划和2035年远景目标纲要。我们希望在未来的五年里，西北地区能够在《电力规划办法》的要求下，统筹衔接传统电源、新能源发电以及输配电网规划；支持非化石能源优先利用和分布式能源发展，努力实现安全可靠、经济合理、清洁环保、灵活高效的电力系统转型。… View Summary +

近年来，中国以及世界各国的电力系统正在发生着根深蒂固的变化。在供应侧，大规模可再生能源并网需要有更灵活的运行机制，在需求侧，新兴的发用电技术和应用包括可再生能源分布式发电、电动汽车、储能和电气化改变了传统的集中式发用电模式。此外，能源通讯系统的数字化智能化使得终端用户可以对外部电价做出响应。这些变化正驱动各国政府思考和完善销售电价政策，以促进电力系统朝着安全，清洁和高效的方向发展。 去年年底，多个省份（甘肃，山东，湖北）出台销售电价改革措施，调整了峰谷分时电价以适应电力系统发用电结构发生的改变，引导用户合理用电，然而依然有很多需要改进的地方。如果市场的价格信号可以传导到需求侧，并且具备一定的智能通讯系统来调节负荷，那么就能在一定程度上避免出现类似个别省份 （湖南，江西，浙江）的拉闸限电情况，通过需求响应经济有效地解决短期缺电问题。 从最近发生的德州电力危机来看，ERCOT有针对工商业用户的需求响应项目，近年来在危机发生之前起到了包括帮助可再生能源并网，减少夏季高峰需求，从而使得ERCOT市场的系统储备维持在较低的水平，降低了成本。虽然本次电力危机中需求响应本身无法应对在极端天气影响下长时间和大规模的缺电，但是更多的需求响应本来可以在减轻灾难的严重性和降低成本方面发挥重要的作用。未来进一步扩展需求响应的种类和规模，将有助于减少紧急状态下系统的压力，将损失降到最低。在气候不断变化，极端天气频繁出现的情况下，需求侧资源对增加系统可靠性和弹性的作用会更加突出。另外，也应该意识到，ERCOT实时电价项目对于用户和零售商存在一定的风险，中国的中央和省级政府对零售市场的参与者资质和市场价格风险防控方面应该加强监管[1]。另外，需要完善市场规则和发展金融工具帮助进入竞争性零售市场的大用户和售电公司对冲实时电价波动的风险，同时对于小型用户，应避免在不知情或者没有智能电价管理途径的情况下暴露于实时电价。 目前面临的机遇和挑战 中国在改善工商业和居民用户的阶梯电价和峰谷电价方面已经取得了一些进步。尽管如此，现阶段销售电价政策改革仍然存在一些问题： 电力市场特别是现货市场的建设和运行仍在进展中，工商业用户的电价并不完全由市场形成，在此情况下，现阶段如何促进工商业用户在增加系统可靠性、节能减排，降低成本方面的作用？ 即使未来现货批发市场趋于成熟，实时市场价格波动依然无法传导到不参与市场的需求侧，例如小型商业和居民用户。对于这部分用户的销售价格（目录电价）应该如何改革以适应新形势的需要？ 中国现有的输配电价是否能促进包括发电，输配电，储能以及需求侧资源的更高效地配置和利用？ 零售市场多大程度放开？售电公司的作用以及零售套餐如何设计？ 中国要完成碳中和的目标，意味着大规模的可再生能源并网和终端用能的电气化，销售电价应该如何改进来刺激消费者灵活，低碳用电？如何制定分时电价，以及针对储能/电动汽车的用电政策？ 可能的解决方案 在电价设计的问题上很难有唯一正确的解答。关键在于是否能够找到适合电力系统清洁高效发展和符合国情的电价政策，理论上，销售电价设计的一些原则包括： 反映成本。终端销售电价应该能够反映用电真实成本，其中主要有电量，容量，输配电成本等。无论对于市场或者非市场用户，零售电价都应该进行动态调整以反映成本的变化。 提高灵活性。销售电价应该更好地解锁需求侧灵活性，帮助可再生能源并网。 合理化容量电价。容量电价的缺点在于无法充分反映时间地点变化，无法有效激励用户节约用电和转移负荷，除非减少用户的最大需求对降低系统的峰值有所贡献（Coincident Peak Demand）。因此，应该主要通过电量电价来回收系统成本，而容量电价只关注与单个用户负荷相关的配电侧成本。[2]. 谨慎设计分时电价。分时电价（TOU）需要注意峰谷价格的差距，峰谷时段的设计应该符合系统峰谷时段。具体来说，峰，平，谷电价分别对应峰荷，肩荷，基荷发电和输配电导致的成本。尖峰电价则应用于一年中系统处于紧张状态下的几十个小时（例如，监管者根据对需求最新的预测，在规定的有限次数和每次持续的最长时间限制下施行尖峰电价）以激励例如需求响应等灵活性资源。而在波动性可再生能源发电富余的时间段，低谷电价能够激励用户转移用电负荷，帮助消纳可再生能源。[3] 更好地普及和应用智能电表及智能终端。使得用户侧可以响应更为灵活的价格机制[4]，（例如， 尖峰电价（CPP）, 实时电价（ RTP））并为提高系统可靠性做出贡献。… View Summary +

早在2017年8月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批电力现货市场建设试点。目前，已有多个试点进入了全月结算试运行阶段，然而各省在交易品种，市场模式选择、市场规则等的选择不尽相同，这或许会让市场衔接和统一过程产生制度壁垒。2019年7月，国家发改委、国家能源局在《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》要求统筹协调省间交易和省（区、市）现货市场，并希望通过给出电力现货市场模式和市场组成的备选方案缩小市场设计的选择范围，然而各现货市场试点地区依然存在着多样性，此外，这一意见并未给出具体可操作的区域一体化市场的建设方案和路径设计。 从国际经验来看， 拥有一个单独系统运营商（调度中心）并由一个单独市场交易机构组织的跨多个省的区域市场具有优越性。 此外，保证其他相邻区域市场具有相似的市场设计和运行规则也是非常有益的。缺乏统一的市场设计和运行规则可能导致可再生能源弃电、高成本、而且可能出现经济不足问题――比如, 市场管辖范围内少数寡头企业形成市场力。在其他的文章中，我们已经详细讨论了在更大地理范围内建立多省区市场的益处。在本篇文章中，我们会介绍如何确保相邻市场具有相似的市场设计和运行规则。 从中国现状出发，国家电网和南方电网公司已经在南方、华北、华中、华东、西北、东北区域进行“统一调度和分级管理”的运行方式，拥有比较完善的区域电网网架结构，并在调峰、调频和备用等辅助服务的规则和共享达成一致。这些奠定了中国向多个区域电力市场发展的基础，下一步则是如何建立与区域系统运行相统一的区域现货市场（包括日前电能量市场，实时电能量市场，辅助服务市场）。 南方电网区域是第一个被选作建立统一开放市场的区域。我们在最近的报告中阐述了对于南方电网以及中国其他跨省区域电力市场的建议，认为这些地区理想情况下可以采取类似于美国区域输电组织（RTO）的模式。在这篇文章中，我们主要关注这些未来将要形成的区域市场之间如何有效地进行互动-即区域电力市场之间的协调机制。当然，虽然南方以及其他区域RTO依然处于早期形成阶段– 而区域RTO之间的互动协作（例如，南方区域与相邻华中区域之间的现货交易）在未来几年才会出现。然而，有必要目前就考虑这些问题以便于为今后有效的市场间协调做准备。现在省内现货市场试点做出的市场设计选择会影响到未来区域输电组织之间的协调。在这些方面，美国的经验和教训也许对中国会有启发。 美国区域电力市场的经验和教训 美国在上世纪90年代中期发布了Order 888/889进行电力行业重组，要求电力公司公平开放输电系统，并鼓励形成独立系统运行商（ISO）和区域输电组织。FERC在1999年底进一步出台了Order 2000，这一关键指令旨在继续电力行业改革，通过要求电力公司形成和加入区域输电组织（RTO）提高区域输电网络的技术经济运行效率，更好地无歧视开放电网，增加电网可靠性，完善电力市场。 Order 2000提出了RTO应该具备的特征和界定了RTO的八项功能，对于规范RTO的运行有着必要的作用，为形成透明开放、竞争有序、协调一致的区域电力市场打下了基础。美国的四个RTO（MISO,ISO-NE,PJM,SPP)都有这些基本特征和功能。FERC 在对第八条RTO功能的讨论中强调了RTO之间保持一致的重要性：1）在可靠性方面，例如，可靠性信息共享，潮流管理，输电阻塞的缓解方法，辅助服务标准等，2）在市场边界方面，采取一定程度标准化的跨区域市场标准和操作，包括计算可用输电容量和总输电容量的数据共享，备用资源，机组组合安排方法，以及阻塞管理程序等。当然，这两者相辅相成，可靠性方面的做法会影响到市场如何互相作用，而市场边界的协调也会影响到单个RTO的系统运行。 传统意义上通过完成单个研究课题或者从区域规划层面的轻度协调不足以完成以上两点使命，包括北美电力可靠性协会（NERC）在内的成员认为由于在输电阻塞管理，平行潮流，输电资源的利用，输电成本和规划等问题缺乏一致性，阻碍了向更安全、更高效区域竞争性市场的发展。FERC要求RTO在跨区域甚至在更大的互连网络（interconnections）范围下制定解决方案，各区域市场并不一定需要有完全一样的协调处理方法但是必须在可靠性规则和市场界面的做法上保持兼容性。FERC起初预想在1年内形成有限数量RTO并在之后的两到三年完成其他各项功能的转变和协调，但是进程并不如预期。FERC意识到RTO需要遵守一系列统一的市场设计原则和调度运行规范才能以最小成本促进区域间市场交易。 FERC在2002年7月发布了《关于标准市场设计（SMD）规则制定的提议》，希望在全国范围内通过标准化电力批发现货市场的设计和运行，发挥竞争性电力市场更有效发挥资源配置的功能，形成公平合理的电价。SMD中包含了电力现货市场体系、输电价格、输电规划和扩张、市场监测管理以及长期资源充足性的要求。然而，FERC的SMD规则最终未能实施。这其中的原因有很多是政治性的而不是市场设计本身的问题，例如州政府不想失去对资源充足性、电网规划和电价制定（包括输电成本分摊和堵塞费用）的控制，担心更大范围的电力市场会损害本地消费者利益将其暴露于市场风险，特别是2000-2001年加州电力危机爆发后，一些州的电力市场改革受到影响。另外，国会当时并没有赋予FERC足够的权力来监管SMD相关的内容，无法保证SMD规则的执行。 后来，美国总共形成了四个RTOs（MISO,ISO-NE,PJM,SPP)和三个以州为主的ISOs（CAISO，ERCOT,NYISO），西北和东南的电力公司未加入RTO。从FERC的原本SMD愿景来判断，有七个ISOs/RTOs是一个不尽如人意的结果。而且在2000年代，各个ISO/RTO采取了“自扫门前雪”的态度，把注意力集中在解决自己市场内部的问题，市场之间的协调不足。加上FERC在电力市场之间的协调上缺乏强有力的顶层指导，各方难以达成一致，因此遗留了很多市场“接缝”（seams）问题，也就是由于电力公司、 州或者ISO/RTO市场边界导致的人为电力交易障碍。在2010年代各相邻区域RTO通过签订运行协议和市场交易规范[1]，接缝问题有所缓解，但由于美国遗留的问题，电力市场之间的协调依然存在障碍。 尽管如此，FERC原来的RTO提议和SMD中的大部分设想现已广为接受。随着区域电力市场的成熟，可再生能源比例的提高，电网技术的更新，越来越多电力公司加入了RTO，美国西部大部分的电力公司已加入CAISO为系统运营商的电力平衡市场（西部EIM），东南区的电力公司也正在探索形成一个东南EIM。美国不同电力市场的设计也在逐渐规范和融合。这些进程证实了通过区域电力市场的形成和市场和市场之间的连接，能够为消费者带来更大的经济和环境收益。 对中国的启示 中国国家发改委和能源局在年初印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》的通知，提出了建立区域电力市场和全国统一电力交易组织体系的总体目标，明确了交易机构、市场管理委员会和调度机构的职能定位。为了更好地支持电力体制改革，完成零碳清洁的电力市场转型，需要在形成区域电力市场过程中考虑实施规范化的电力市场设计，避免中国在区域市场一体化的进程中遇到类似于美国的市场协调问题，中央的政策制定者需要在市场规范设计方面给予更多的指导，地方政府可以在各利益相关方（例如，市场主体以及电网公司和交易机构）的参与下完成具体电力区域市场形成和组织协调方案。… View Summary +

2020年，中国各省在电力市场建设方面不断推进，一些地区已经初步建立了区域和省级相衔接的电力中长期交易体系，并加速向区域一体化现货市场方向发展。 七月份发布的国家能源局综合司《关于开展跨省跨区电力交易与市场秩序专项监管工作的通知》（国能综通监管【2020】72号）在工作目标中提出推进跨省跨区电力市场化交易，进一步实现资源在更大范围的优化配置，表明了中央政府对区域电力市场的持续关注和支持。 《通知》明确了六点具体工作内容，其中重点关注现有中长期直接交易，发电权交易，合同转让交易以及富余可再生能源电力现货交易等跨省跨区交易的组织和执行情况，以及对跨省跨区主要输电通道利用率和输送清洁能源情况等进行审查监管。这些工作内容在“计划+市场”的现行体制下，具有一定的指导意义，但是从长期来看，不足以实现未来以区域一体化电力市场为核心的清洁能源路线转型。 目前，中国各省级电力市场都有一部分“优先发电”，其中包括可再生能源、核电、以热定电的火电机组和省外来电等。这部分发电机组是以签订中长期购售电协议为主，按照政府批复的上网电价和约定的电量来确保计划的完成。在电力市场建设的初期，可再生能源保障性收购有利于支持清洁能源，事实上，由于可再生能源的边际成本接近于零，其结果类似于在经济调度下可再生能源得到优先调度。 从长远考虑，现有电力市场中多个交易品种和中长期计划的调整机制带来了显著的问题。首先，为火电机组分配运行小时数和以省外来电作为市场边界的做法会限制市场配置资源和弹性运行的能力，降低系统的运行效率。 其次，虽然现有发电权交易、合同转让交易以及富余可再生能源电力现货交易等机制提供了在一定程度上灵活处理年度双边合同的途径，有利于效率的提升。然而，这些机制对市场规则的制定和具体操作上加大了难度，各个市场主体关系处理更加复杂，很难达到理想的效果。从目前多重体制转变到完善的现货市场需要一个合理设计的路线图。 以南方区域为例，2019年，跨省市场化交易326亿千瓦时，占西电东送比例14.4%，同比增长10.5%，弃水大幅降低。然而即使在南方区域大部分跨省交易（例如，西电东送）仍然延续了政府间协商送受电计划，以此签订中长期合同，分配年度基数电量，并要求合同电量严格执行的做法。近年来，广州交易中心通过开展月度集中交易，月内增量挂牌，发电合同转让，协议外增送等市场化手段，一定程度上激发了市场活力。然而，这些做法对于促进未来高比例可再生能源市场急需的日内系统灵活性的作用有限。区域现货电力市场的优势在于能够支持波动性可再生能源并网, 在更大的地理范围内优化不同的系统资源，降低总成本，更好地消纳清洁能源。政府应该让区域现货市场发挥主导作用，精心设计和协调统一的区域现货市场是提升电源、电网、负荷侧灵活性的有益途径。 2020年8月，广东电力现货市场完成了全月结算试运行，为形成有效竞争的市场体系，发现价格，改善调度运行迈出了新的一步。从中远期来看，目前还没有一个明确的迈向南方区域电力现货市场的路线图，在区域电力市场的构建和运行，各监管部门、交易组织和调度机构如何分工和履行各自的职能以及如何完成各省间现货市场的协调等方面缺乏系统的顶层设计。我们希望国家能源局和发改委等相关机构在未来政策制定中，不断细化区域电力现货市场的规定，为南方电网区域和其他区域电网电力市场一体化给出可操作的方案。针对南方电网的现状，我们建议南方电网采用RTO的模式，将广东现货电能量市场和辅助服务市场扩展到整个南网区域，南网RTO需要在输电规划、区域输电成本分摊规则、区域电力市场的组织和监测以及系统资源调度和阻塞管理等方面发挥重要的作用。在这些方面，南方电网可以为全国其他区域电力市场建设积累经验，成为电力市场改革的试金石。 睿博能源智库在最近的报告中，基于国际经验，以南方电网为例，详细阐述了电力市场如何支持“能源革命”的原则和具体建议。中国在联合国第75届大会上承诺力争于2030年前达到碳排放峰值，于2060年前实现碳中和。我们认为，要支持这种有雄心的减排目标，电力市场需要逐步转变当前一些不灵活的机制： 计划机制 — 取消年度发用电计划，终结行政分配运行小时数并严格执行合同基数电量的做法。让所有的资源，包括火电、可再生能源、储能和分布式能源(包括需求响应)，真正参与现货市场和中长期交易市场。 物理合同 — 继续制订中长期合同的金融处理办法。中长期合同应该是差价合同而不是实物合同。也就是说，中长期合同不应影响短期运行(调度)决策；相反，应该严格按照经济调度原则进行调度。合同的偏差率和完成率不应该用来评价中长期市场，需要更详细的政策和监管规则，以促进合理的合同模式以及与现货市场的协调。 输电网的利用和价格 — 对于跨省跨区输电线路的监管应该关注于建立区域输电规划过程，确保输电投资经济可靠；制定规则，将区域输电成本合理地分摊给区域内的省级电网公司(不以进出口交易为基础回收固定成本)，从而鼓励区域输电资源的充分利用。 调度 — 在更大的区域内探索实行安全约束机组组合的节点日前电能量市场，节点实时电能量市场以及与日前和实时电量采购协同优化的调频和备用辅助服务市场，以此促进清洁能源的消纳和挖掘低成本灵活性资源潜力。 现货市场价格 — 实施稀缺性现货市场定价，实时反映供求关系，逐步放宽对现货市场的价格上下限，为所需的发电侧和需求侧资源提供充足的补偿。取消对化石燃料发电机组的市场外补贴。 自2015年3月电改9号文颁布以来，中国电力系统在发输配售各个环节都经历了前所未有的变化，“管住中间，放开两头”的思想逐渐深入人心，并在各个地区得到实践。随着电力体制改革逐渐进入深水区，需要坚持市场化路线，逐步减少过去计划经济体制下固有的管理和运作机制，引入竞争，让更多灵活性资源进入市场，促进电力系统以最低成本向清洁零碳方向转型。… View Summary +

正如世界上其他国家一样，中国电力行业要走向零碳发展的未来，需要有灵活性资源的支持。储能，特别是电化学储能，由于近年来成本大幅度降低，以及其多重应用价值，前景越来越光明。并网储能能够成本有效地发挥帮助可再生能源并网、提高剩余火电厂运行效率、提供调峰调频等辅助服务、管理电网阻塞、替代输配电设施、抑制价格波动等作用。根据CNESA储能项目库的统计，到2019年底，中国已投运储能项目累计装机32.3 GW， 其中抽水蓄能约30GW，电化学储能约1.6 GW。最近的一些研究发现，在可再生能源以低成本快速发展的情景下，到2030年，中国需要增加储能的累计装机容量到300GW以支持波动性可再生能源并网，从而以低成本降低碳排放。这样的愿景需要在储能友好的政策和市场的双重作用下才能实现。 今年八月底，国家发改委、国家能源局公开征求《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见》意见的公告，在业界引起了广泛的反响。两个一体化提出要根据必要性和可行性优化储能规模，建立灵活高效互动的电力运行与市场体系，落实储能参与市场的机制。然而，中国现阶段无论是用户侧、发电侧或者电网侧储能，应用场景都比较单一，缺乏互相协调且系统优化的运行模式，对未来大规模发展储能形成了阻碍。从国际经验来看，电力现货市场为储能提供了可观的收益，是储能实现商业价值的主要渠道。我们在上一篇文章中，介绍了以光伏和风电为代表的波动性可再生能源参与电力市场的途径，这一篇短文中，主要分享加州独立系统运行商（CAISO）抽水蓄能以外的电储能参与市场模式，希望能为中国政策制定者提供借鉴。 电化学储能参与CAISO市场模式 美国联邦能源监管委员会（FERC）于2018年发布了Order 841, 要求RTO/ISO区域电力市场制定规则为储能公平参与电力市场扫清障碍。841法令规定在考虑物理和运行特征的基础上，允许电储能参与容量、电量、辅助服务市场，并基于市场价格对其服务进行相应的补偿。按照FERC的要求各ISO/RTO随后在现有的市场规则之上制定或者完善了电储能参与市场模式。其中，加州独立运行商（CAISO）在这方面的表现最为突出。截至2020年七月，CAISO有216MW并网运行的电池装机容量，在美国各区域电力批发市场中名列前茅，根据加州综合资源规划预计，CAISO到2030年会有15GW储能资源，其中主要（12GW以上）是电化学储能。这意味着10年后CAISO的储能可能是目前的50多倍，将会很大程度地改变CAISO电力系统的运行。 CAISO早在2012年就开始发展和贯彻储能参与市场模式以推动储能与其他资源公平竞争并获得合理补偿。CAISO主要通过非发电资源模式（NGR，Non-Generator Resource），允许储能资源参与双边容量市场，电能量市场和辅助服务市场。NGR的定义是 “具有连续运行区间，既可以发电又可以耗电的资源” 。现代的电池技术和储能控制系统已经可以支持从放电到充电的近实时切换，可以完成精确快速的响应，但是电池储能仍然受到充放电量的限制，这也是电池的特性决定的。在CAISO, NGR可以选择调频能源管理功能 (REM，Regulation Energy Management)，在这种选择下，NGR能够更有效地参与日前调频市场，但不能同时参与电能量市场和运行备用市场。 另外，用户侧的储能（电表后面）也可以以单独或者集合的形式作为需求响应资源参与电能量和辅助服务市场。但是在这种模式下，需要基线来测量需求响应资源的实际绩效。下面主要从几个关键点来介绍NGR储能如何参与CAISO的电能量和辅助服务市场。 资质要求-对于NGR, 同其他发电机组一样，电储能必须满足CAISO的相关基本要求（例如，调度运行，遥测和计量规则等），以提供容量、电量和辅助服务。CAISO为满足Order 841规定将所有参与市场的发电侧最小规模改为100kW。如果NGR参与细分市场则必须满足相应市场的具体要求，这些要求也是技术中立的，例如，辅助服务市场和双边容量市场对于资源连续最短运行时间会有具体的要求。CAISO允许电储能根据自身运行特征，在报价时降低可调度容量，以满足相应市场的最短运行时间。 报价-在电能量市场上，电储能NGR可以提交电能量报价曲线，包括充电报价（-MW）和放电报价（+MW）（如下图），这种报价曲线允许电储能在一个单独的报价中，反映其经济可行的运行区间，储能可以作为发电、负荷或者两者同时参与市场。此外，电储能也可以提交“价差报价”（spread bid）在电价处于报价区间之外进行充电放电；或者自调度，只报量作为价格接受者。  图 1.  12MW储能资源的报价曲线示例… View Summary +

随着中国政府提出的低碳、零碳观念的深入，电力行业首当其冲需要加速扩大清洁电力的渗透率。在各地区探索电力市场设计，逐步完善电力交易规则的新形势下，如何让以光伏发电，风能发电为代表的可再生能源以及新兴的储能资源参与市场是业界关心的话题。 我们前几篇政策短文就电力区域市场建设，区域市场之间的协调进行了讨论，在这一篇和下一篇短文中，我们会基于国际经验分别介绍可再生能源和储能参与电力市场的途径和步骤。 光伏发电和风能发电参与电力市场的三种模式 在之前的文章中，我们提出区域RTO是提供低成本灵活性的良好途径，从而更好地应对波动性可再生能源出力的不确定性。可再生能源在不同时间尺度更好地参与电力市场有利于电力系统稳定高效运行，支持低成本零碳转型。在美国RTO/ISO地区，可再生能源在过去的十多年一直积极参与电力市场，为形成风能和太阳能发电的“参与模式”积累了宝贵的经验。美国可再生能源主要参与三类市场竞争：远期市场（中长期市场）、电能量市场、辅助服务市场。 一、远期市场（中长期市场） 在美国，可再生能源参与中长期市场主要有三种方法：1）传统购售电合同，2）“虚拟” (synthetic) 购售电合同，3）纯商业模式 (merchant) 1） 传统购售电合同（Power Purchase Agreement） 这是最常见的可再生能源双边合同形式，由可再生能源发电商和电力公司或者负荷服务实体签署，合同规定了固定价格，年购电量，以及交付节点（用于分配节点价格风险）。典型PPA中购电方（配电公司、售电公司, 或者其他负荷服务实体）有足够的信誉担保，可以与可再生能源发电商签署15-25年的合同。在一些PPA合同情况下，购电方按合同规定享有在特定节点上一定量的可再生能源发电的所有权，因此，由购电方同时作为买家和卖家在电力现货批发市场中竞标，根据波动的节点价格结算。或者，一些PPA为差价合同，发电商和购电商各自参与电力现货批发市场。 2） 虚拟购售电合同 (Synthetic PPA) 这种购售电合同类似于传统PPA，而在交付电量、交付地点和其他要求方面更为宽松。合同的购买方主要是非电力公司（例如，大型终端用户），他们希望通过这种合同来平抑价格风险，同时也有助于满足企业可再生能源目标。相应的可再生能源证书（RECs）可以在自愿市场上出售给需要满足可再生能源配额制的负荷服务实体。 3） 纯商业模式（Merchant Model） 可再生能源发电商没有购售电合同，但可以通过金融机构(例如，银行)签订金融合同，来规避波动的批发市场价格带来的风险，以便于在项目初期获得融资，而金融机构期待从浮动的市场价格和支付给可再生能源的固定价格之间的差价获利。因为没有长期购售电合同，这种商业模式具有一定的风险，一般需要复杂而富有创意的方法来规避风险。但是，相比购售电合同模式，可再生能源发电商可能在电力市场上获得更高的收益。 图一显示出美国风电装机容量按不同远期市场类型所占的百分比，受可再生能源配额制的影响，传统PPA历史上一直占有主导地位，直到最近几年，随着可再生能源逐渐成为低成本资源，新的远期市场参与形式（例如纯商业化模式和虚拟购售电合同）才开始出现并不断增长，而且内容条款也针对不同的需求表现得更个性化。 图 1. 美国风电装机容量按传统PPA和商业化模式所占的百分比 图片来源：Jay Bartlett. Reducing Risk in Merchant Wind… View Summary +