作者：靳慧龙 1刘宏扬 2康赫然 2陈杰 2张天闻 2岳芬 3李晨飞 4
单位：1. 国网内蒙古东部电力有限公司 2. 国网内蒙古东部电力有限公司经济技术研究院 3. 中关村储能产业技术联盟 4. 中储能（北京）咨询服务有限公司
引用本文：靳慧龙, 刘宏扬, 康赫然, 等. 国内外独立储能参与电力市场交易机制研究[J]. 储能科学与技术, 2025, 14(7): 2602-2616.
DOI：10.19799/j.cnki.2095-4239.2025.0489
本文亮点：总结国外成熟市场在多维度市场机制设计、现货市场价格上限较高、稳定容量市场收益等方面充分释放储能价值的经验； 通过对比国内外独立储能参与电力市场的差异，得出对我国独立储能参与电力市场交易机制方面的启示。
摘 要 随着新型电力系统建设推进，独立储能的重要性日益凸显，但国内其参与电力市场机制尚不完善，影响投资积极性。通过对比国际经验，为国内独立储能市场化发展提供路径参考，有助于推动独立储能健康可持续发展。本文首先介绍了美国、英国和澳大利亚独立储能在参与现货市场、辅助服务市场、容量市场等方面的市场机制，总结国外成熟市场通过设计多维度市场机制、设置较高现货市场价格上限、构建稳定容量市场收益等方式充分释放储能价值的经验；其次，总结了中国独立储能在参与现货能量市场、辅助服务市场、容量市场等方面的发展现状，分析国内现货能量市场价格上限偏低、辅助服务品种单一、容量补偿机制尚未市场化等方面的不足；最后，通过对比国内外独立储能参与电力市场的差异，给出对我国独立储能参与电力市场交易机制方面的启示，提出我国应在丰富独立储能参与的市场类型、优化现货市场价格机制、合理疏导独立储能成本、加强市场监管与风险防控等方面的优化建议。
关键词 独立储能；电力市场；交易机制
随着新型电力系统的推进，新型储能作为我国经济发展“新动能”的地位已经得到了广泛认可，正日益成为我国建设新型能源体系和新型电力系统的关键技术。2024年，新型储能首次写入全国人大审议的《2024年国务院政府工作报告》，为新型储能发展按下“加速键”。国家能源局《2024年能源工作指导意见》指出下一步工作重点将强化促进新型储能并网和调度运行的政策措施，解决新型储能调用率低、调用机制不健全的问题。国家发改委、能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》规定不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，标志着中国新能源和储能行业从“政策驱动”向“市场主导”转变。但目前国内独立储能参与电力市场机制不完善，导致短期内独立储能收益难以明确，影响投资积极性。本文将重点分析国内外独立储能参与电力市场机制，通过总结国外经验，分析其对中国独立储能发展的启示，推动国内独立储能发展。
1 国外市场
1.1 电能量市场
1.1.1 美国
加州电力现货市场包括日前市场和实时市场，两者协同保障电力供需平衡。日前市场在交易日前7天开始接受市场参与者投标，在交易日前一天截止，结果于交易日前一天下午1：00公布。日前市场以满足负荷的最低用电成本为优化目标，该用电成本包括发电和输电成本。实时市场主要满足日前市场未覆盖的电力需求，在交易开始前75分钟截止申报，分为15分钟实时市场和5分钟实时市场，15分钟市场以未来两小时的电力为交易标的，5分钟市场以未来65分钟（或13个5分钟时长）的电力为交易标的。加州电力现货市场报价上限为2000美元/MWh，较高的上限价格能够更好反映独立储能的机会成本，同时也能够反映用户停止用电所产生的经济成本。在日前市场中，2023年独立储能平均价差为235美元/MWh，较2022年的平均价差251美元/MWh有所下降。
在现货市场中，独立储能通常以非发电机资源（NGR）模式参与市场，NGR具有发电和负载的双重功能，使用负容量（充电）和正容量（放电）的单一供应曲线进行投标报价。当由于调度原因导致独立储能的实际充放电曲线或价格与其日前和实时现货市场中标的出清计划不同时，根据竞价成本回收规则，加州独立系统运营商（CAISO）会为独立储能产生的损失提供财务补偿. 2023年，电池的竞价成本回收补偿增加了16%，这些补偿占电池总净市场收入的7%。与天然气、煤电等传统能源相比（其实施竞价成本回收的核心目的是缓解电能销售净收益不足以覆盖机组启停成本及最低负荷运行成本的风险。例如：爬坡速率较慢的机组可能在日前市场电价低于其申报价格的时段被提前启动，以保证电力系统安全。），独立储能没有启停成本、最低负载等运行上的限制，因此在日前市场获得投标成本回收的金额很少，几乎全部来自于实时市场。2024年第四季度，加州独立储能获得了480万美元的投标成本回收。
本地市场电量缓解（LMPM）是一种自动化程序，旨在确保资源以其生产成本或接近其生产成本的方式提供能源，避免资源供应商凭借特殊地位获取过高利润。使用NGR模式参与电力市场的5MW以上独立储能受到该程序的影响。在电网阻塞产生非竞争性传输约束的情况下，独立储能通过合理的充放电操作来协助缓解电网压力，就会获得缓解奖励。与其他资源类型不同，独立储能可能以负出力（充电）的形式报价，因此，其充电和放电报价均受到缓解奖励。
PJM（负责美国13个州以及华盛顿哥伦比亚特区电力系统的运行与管理）现货市场包括日前市场和实时市场，日前市场对第二天的每小时电量及价格进行交易，实时市场在日前市场的基础上，每五分钟生成一次电量及价格，实时调整供需偏差。PJM采用区位边际定价（LMP），包括电力生产成本、阻塞成本（由于输电系统的限制，用户无法获取最低成本电力而产生的额外成本）和损耗成本。PJM市场最高限价为2,000美元/MWh，根据FERC第831号令，自2018年4月12日起，在计算LMP之前进行验证，PJM必须对高于1,000美元/MWh的增量能源报价进行特殊情况审核，由利益相关者提交特殊情况请求，PJM根据现行燃料成本计算标准审核所提供的支持数据，综合考虑增量能源报价、发电机组启动成本和空载成本以及负载停机造成的经济损失，以确定是否应批准该特殊报价。独立储能参与现货市场主要有连续模式、充电模式和放电模式，其中连续模式下储能资源的兆瓦数量既有负值也有正值（即储能资源可实时切换充放电状态）。
1.1.2 英国
英国电能量市场主要包括批发电力市场、日内电力交易和平衡机制。批发电力市场通常包括远期合约和日前合约（即现货市场）。独立储能主要参与日前现货市场，遵循半小时结算规则。半小时结算规则可精准反映实时用电情况，推动电力系统向更智能、更灵活转型。英国批发电力市场采用全国统一价格（不分节点），买家和卖家可以直接以私下商定的价格签订合同，但输电费用会有所不同，这意味着批发价格无法反映向不同地点输送电力的实际成本，可能会导致市场效率低下，同时独立储能无法通过区位定价获取额外收益。2018 年7月19日，《国内燃气和电力（费用上限）法案》生效，要求英国能源监管机构（Ofgem）制定和实施标准可变费用和固定费用的临时上限，自2019年1月起实施，每3个月更新一次。通过能源使用费用上限的设定，可以确保电力供应商有效回收成本的同时，不会导致用户的电价过高。2025年4-6月，直接支付燃料费用的普通家庭费用上限为1,849 英镑，纯电力用户费用上限为1201英镑，其中批发成本为841英镑。费用上限政策会间接压缩批发市场价格波动空间，影响独立储能的套利空间。
日内电力交易通过双边交易完成，交易时段覆盖前一日至交付前1小时，是英国国家电网电力系统运营商（NESO）与交易对象之间协商的双边合同，通常为特定地点的交易，或者旨在实现电网中特定的发电、负荷或输电目标。
平衡机制是一个持续进行的在线拍卖，每个交易时段为 30 分钟，市场参与者（包括发电侧和用户侧）在交付前60至90分钟提交报价。一般最最低成本报价会优先出清，但有时也会因为系统需求、位置限制、安全风险等原因产生不经济调度，在某些时段，即便独立储能报价更低，也无法中标。2023年12月，英国启动开放式平衡平台（OBP），该平台可以向较小的平衡机制单元和电池储能单元发送批量指令，有效提升了调控精度，独立储能在平衡机制中的调度量大幅增加，从2023年11月不足20GWh增加至2024年8月的74.3 GWh。目前NESO正在探索将平衡机制的交易粒度缩短至5分钟，更精细的时段划分可以明显提升交易准确率，使具有快速充放电特性的独立储能中标率大幅提升，从而增加独立储能的市场收益。
1.1.3 澳大利亚
独立储能在澳大利亚国家电力市场（NEM）的电力批发市场中主要参与现货市场，NEM采用稀缺电价机制来调节电力系统供需，价格信号由发电主体的报价形成（用户侧不报价），以区域为参考节点计算（包括南澳大利亚、墨尔本、塔斯马尼亚、新南威尔士、昆士兰五个地区）。澳大利亚能源市场委员会（AEMC）每年根据可靠性设置指数计算并公布现货市场价格上限，随着可再生能源占比增加，电力系统可靠性需求提升，稀缺电价机制允许更高价格以激励调节电源（如燃气调峰电厂、储能）投资，保障供电安全，市场价格上限从2012-13年度的12500澳元/MWh增涨至2024-25年度的17,500 澳元/MWh，现货市场价格下限为-1,000 澳元/MWh。此外，为了保持电力系统可靠性与用户成本，当电力市场现货价格累计7天出清价格数值突破累计价格阈值（CPT）或连续7.5小时出清价格达到市场价格上限，便会触发管理价格上限（APC），此后按APC（600澳元/MWh）结算。CPT同样呈上升趋势，从2012-13年度的1,125,000澳元/MWh增涨至2024-25年度的1,573,700澳元/MWh。稀缺电价机制为独立储能提供了更高效的套利环境，体现了独立储能的灵活性价值。2021年9月，AEMC将电力现货价格的运营调度和结算间隔从30分钟缩短至5分钟（澳大利亚存在采样频率为30min的预调度，预调度本身不会实际执行，只是为市场参与者的交易决策提供参考），为独立储能等快速响应技术提供了更准确的价值信号，使独立储能能够捕捉更精细的价格波动，提升套利效率，同时5分钟结算机制可以在一定程度上降低批发电价。
1.2 辅助服务市场
1.2.1 美国
CAISO在日前和实时市场制定了四项辅助服务：上调频、下调频、旋转备用和非旋转备用。上调频、下调频通过调节能量控制系统频率保持在60赫兹左右，调节资源需要通过CAISO认证，且响应自动控制信号。调频辅助服务响应时间为4秒，采用边际出清原则。旋转备用是已连接或同步到电网的发电机组的备用容量，调度后可在10分钟内提供能量。非旋转备用是可以在 10 分钟内同步到电网并上升到指定负载的容量，非旋转备用通常在旋转备用容量分配后进行分配，同样采用边际出清原则。电池资源可以提供所有辅助服务，其中主要参与调频辅助服务，通过调频容量报价（美元/兆瓦）和调节性能奖励（如响应速度、精度）获取收益。当独立储能中标辅助服务时，日前和实时市场会约束其充放电状态，以确保其在相应时间内具有足够的容量空间（向上或向下）来完成辅助服务指令，这些约束称为辅助服务充电状态约束（ASSOC）。独立储能可以在实时现货市场中通过充放电策略调整来保持调频辅助服务的ASSOC。ASSOC可能限制独立储能在现货市场的套利空间（如被迫维持低SOC错过高价放电时段），需通过辅助服务收益与现货收益的权衡优化策略。相比于电能量市场，早期独立储能更倾向于提供调频辅助服务，主要由于相比于电能量市场的深度充放电循环，调频的浅充浅放策略可以避免电池的快速衰减。近年来，随着电池储能容量快速增加，调频市场供大于求趋势明显，辅助服务在电池储能使用容量中的占比不断下降。
加州爬坡服务旨在通过在实时市场中获取向上和向下的灵活爬坡容量来应对净负荷预测的波动性和不确定性，其核心是需求价格曲线。需求价格曲线综合考虑获得额外的灵活爬坡能力所需的成本与电力平衡破坏预期造成的损失之间的最优解，在降低系统运行成本的同时，提高系统可靠性。需求曲线确定每个时间段内灵活负荷资源的需求规模及其对应的价格，2023年需求曲线价格上限是247美元/MWh。爬坡产品主要有15分钟和5分钟两个品种，每个品种又分为向上爬坡和向下爬坡。15分钟市场采购主要满足下一个15分钟市场和三个相应的5分钟市场的需求；5分钟市场采购主要满足连续5分钟市场之间的需求。爬坡产品在节点层面采购以确保爬坡能力的电网线路输送是可行的，主要参与者包括独立储能、燃气调峰电厂和可调节负荷，独立储能具有双向调节、秒级响应等优势，能够适配爬坡服务的高频调节需求。爬坡服务采购与实时现货市场调度联合优化，确保中标资源在物理上具备爬坡能力（如电池储能需预留充放电容量空间）。
PJM辅助服务市场包括备用、调频和黑启动等，调频和备用辅助服务的准入门槛均为0.1MW。调频分为传统调频（RegA）或动态调频（RegD），其中，RegD是一种快速、动态的调频，需要资源几乎即时响应，RegA是一个较慢的信号，旨在恢复系统较大、较长的频率波动。RegA和RegD又分别分为上调频和下调频。调节资源在运营日前一天的14:15之前提交报价信息，为了准确反映各调频资源在运营日的调频能力和可用性，可以每小时提交和/或在运营小时开始前65分钟更改资源调节状态、调节能力、调节上限和调节下限。PJM针对每一个有资格提供调频服务的资源，估算其机会成本（放弃参与现货市场套利的成本），并根据适用的综合性能指标和效益因子进行调整，经调整的机会成本损失、调节能力成本（提供调频容量的边际成本）、调整后的调节性能成本相加，得出调整后的总调节报价成本，用于确定排序价格，报价上限为100美元/MWh。效益因子是基于离线模型、调节信号分析以及不断积累的历史运行数据的综合评估，随着时间推移，历史运行数据在效益因子的确定中所占权重越来越大。独立储能由于响应速度快，在性能评分中具有明显优势，可获得更低报价排序和更高中标率，一般参与快速实时的RegD市场。
PJM备用市场分为日前市场和实时市场，包括同步备用、一级备用和30分钟备用服务。同步备用只能通过能够在10分钟内响应的在线资源来满足；一级备用服务可以通过能够在10分钟内响应的在线或离线资源来满足；30分钟备用服务可以通过能够在30分钟内响应的在线或离线资源来满足。在日前市场中，PJM为下一个运营日的每个小时采购备用容量，备用资源需在运营小时开始前65分钟更新其所能提供的容量（MW）、可用性、同步备用价格（美元/MWh）、同步备用自计划状态。在实时市场中，PJM在每个小时和每个时间间隔（5分钟）采购备用。每个备用区域或子区域存在一个备用需求曲线，由Y轴上的惩罚系数（美元/MWh，反映系统失衡成本）和X轴上的期望备用容量（MW）组成，需求曲线根据电力市场实际情况而动态变化，反映系统对备用的边际价值。根据惩罚系数确定备用价格上限，超过该价格上限将按此价格上限进行出清。独立储能可以参与所有备用服务，随着调频市场饱和，独立储能收益逐步转向备用服务。
PJM采用辅助服务优化程序（ASO）在调度运行中对现货、备用和调频进行联合优化，对所有调频资源和非灵活性备用资源进行为期一小时的清算和调配，通常在运营开始前1小时启动，在运营开始前30分钟完成求解和审批，目的是在满足电网安全约束的前提下，最小化系统综合成本。在ASO完成优化后，通过实时安全约束经济调度（RT SCED）程序进一步执行5分钟级的联合优化，在考虑输电约束、备用要求和已承诺的调频量的情况下，对现货进行联合优化，计算出5分钟节点结算价格。如果资源在同一小时内同时向调频市场和备用市场提交报价，则调频报价在市场清算过程中获得更高的优先级。独立储能可以充分利用其灵活性优势，在调频市场中获取高优先级收益的同时，通过实时状态调整参与备用和现货市场，实现收益最大化。
黑启动服务用于在停电后重新启动电网，是由位于战略位置的发电机组提供的，这些发电机组可以在没有外部电源的情况下启动并向电网输送电力。黑启动机组必须能够在接到PJM需求后三小时内重新连接到电网，同时能够在不同负载下保持频率和电压稳定。独立储能等间歇性资源提供黑启动服务需要经电网评估，能够提供16小时的满负荷运行，有90%的可信容量，并满足PJM手册中规定的所有其他要求。目前在PJM市场中，独立储能并未参与黑启动服务。
辅助服务费用分摊方面，加州和PJM辅助服务市场费用由用户侧承担。
1.2.2 英国
英国独立储能主要参与调频辅助服务市场。英国调频分为强制性调频（MFR）和商用调频（CFR），其中MFR要求在电网频率超过50.4Hz时，电网频率每增加0.1Hz，机组的有功功率至少降低2%，在电网频率低于49.5Hz时，电网频率每降低0.1Hz，机组的有功功率至少增加2%。CFR包括静态固定频率调频（SFFR）、动态遏制（DC）、动态控制（DM）和动态调节（DR），调频辅助服务供应商通过单一市场平台参与日前调频市场竞价，独立储能中标调频辅助服务后，需在合同期内的所有时间提供全额调频响应能力，服从电网调度指令。独立储能调频收益包括容量费用（中标后无论是否调用，均按合同容量获得基础费用）和调用费用（实际响应时，按调节量×调节时长×单价计算）。
表1英国商用调频（CFR）主要品种
独立储能响应速度快，主要参与DC、DM和DR市场获取收益，随着独立储能数量的增多，竞争逐渐激烈，DC、DM和DR市场价格呈现下滑趋势。2024年夏季（4月至9月）DC、DM和DR市场价格分别为1.93英镑/MWh、2.41英镑/MWh和1.71英镑/MWh，较2023年夏季分别下降39%、28%和70%。
英国独立储能可以参与快速备用辅助服务市场，快速备用服务要求供应商在接到调度指令后2分钟内开始提供有功功率输出，输送速率超过25MW/分钟，最小持续时间为15分钟，交付功率规模最小为25MW。独立储能日前参与快速备用市场竞价，中标后预留可用功率，接受电网调度。独立储能除了获得可用容量费用（英镑/小时），在被调用时还会获得电量使用费（英镑/MWh）。
2021年NESO开始探索惯量服务来维持电力系统的稳定，NESO将惯量服务细分为长期（Y-4，4年后交付惯量服务）、中期（Y-1，1年内交付惯量服务）和短期（D-1，下一日交付惯量服务） 市场。惯量服务采用招投标的方式，要求投标者为直接接入输电系统的供应商或者接入132kV以上电压的用户侧嵌入式系统，惯量服务可用性达到90%以上，以年度固定费用的形式支付。2023年，NESO在中期市场下启动了第一轮招标，共5家独立储能供应商获得价值2540万英镑的合同，这5家独立储能供应商将在2025年10月至2026年9月提供5 GW的惯量服务。惯量服务可以与调频、备用、无功、容量市场、平衡机制、批发市场等服务叠加，参与这些市场并不影响独立储能提供惯量服务的能力。
2022年NESO开始探索无功调压市场来解决电力系统电压方面的挑战，引入长期（Y-4，4年后交付调压服务）、中期（Y-1，1年内交付调压服务）和短期（D-1，下一日交付调压服务）市场，要求调节资源接到指令后5 秒内开始调节，1分钟内达到目标值。调压服务采用招投标的方式，NESO对投标方的技术、财务健康情况、交付能力、以及经济性进行评估，2024年12月NESO公布2026年调压服务中标情况，服务期限为2026年至2036年，共4家企业中标（中标功率合计646MW，合同金额合计8300万英镑），其中包括两家独立储能公司，分别为SSE Battery Monk Fryston Limited和Statera Energy Limited。
英国辅助服务市场费用由用户侧承担。
1.2.3 澳大利亚
澳大利亚NEM独立储能主要参与调频辅助服务，包括调节调频（Regulation FCAS）和应急调频（Contingency FCAS）两大类。Regulation FCAS服务主要用于调节由于供需不平衡带来的微小频率偏差，Contingency FCAS主要用于调节由于需求和/或供应突然变化带来的较大频率偏差。Contingency FCAS服务需要随时待命以应对突发事件，但实际使用频率较低。2023年10月，澳大利亚能源市场运营商（AEMO）为了保持未来电力系统的安全性和可靠性，为NEM市场推出了两个新的FCAS市场：应急调频-极快速上调和应急调频-极快速下调，要求响应时间为1s，NEM市场FCAS种类增加至10种。独立储能在 AEMO 注册完成后，可通过 AEMO 的市场管理系统提交相应的FCAS市场投标，AEMO会将电能量市场和FCAS协同优化，以最大限度地降低能源和FCAS的总成本。FCAS补偿金额=调频里程（MW）×出清价格（澳元/MWh）/12，由于投标价格和出清价格的单位是澳元/MWh，将出清价格除以12可使支付金额与电能量市场五分钟交易时段相对应。调频辅助服务市场价格上限与现货市场相同，2024-25年度为17,500澳元/MWh 。传统燃气机组无法满足1秒级响应要求，独立储能成为极快速应急调频的唯一可行资源，2024年其在该市场的中标占比达95%。FCAS成本由造成每项FCAS需求的责任方承担，其中Contingency FCAS上调需求是为了应对系统中发电机组故障而设定的，费用由发电机组按其发电量分摊；Contingency FCAS下调需求是为了应对系统中负载或输电元件故障而设定的，费用由批发用户按用电量分摊；Regulation FCAS由AEMO依照市场主体对频率偏差的响应情况分配付费因数，根据付费因数从市场参与者回收服务费用。
表2澳大利亚调频（FCAS）市场主要品种
此外，AEMO和AEMC正考虑引入惯量市场，燃煤机组退役后，NEM的系统惯量受到挑战，构网型储能可以通过控制算法在频率变化时快速调整有功功率，产生“合成惯量”，弥补系统惯量的不足。2021年8月，AEMO发布《先进电网规模逆变器在NEM中的应用白皮书》，对构网型逆变器特点及应用场景进行了分析。近两年，澳大利亚可再生能源署（ARENA）大力支持电池储能配备构网型逆变器，这些逆变器可以通过提供惯性服务来帮助稳定电网。2023年4月，ARENA宣布向Reactive Technologies提供143万澳元的资金支持，用于支持其实时惯性测量技术Grid Sonar在维多利亚州的试验。AEMO也正在通过电力系统模拟和系统扰动后测量的经验数据对惯量进行估算。引入惯量将有助于澳大利亚电力系统安全稳定运行，同时有利于更好地消纳可再生能源。在调频市场规模有限，独立储能调频收益下滑的背景下，惯量市场有望成为独立储能的重要收益来源之一。
1.3 容量市场
1.3.1 美国
加州的资源充足性（RA）计划旨在确保加州电力系统有足够的资源来保障电网安全可靠运行，加州公用事业委员会（CPUC）管辖范围内的所有负载服务实体（LSE）都必须有足够的容量来满足高峰需求，并保持备用边际，通常由公用事业公司和其他LSE采购储能容量服务。加州的RA计划使用净合格容量（NQC）评价其满足资源充足性义务的最大容量（MW），对于独立储能来说，通常根据电池储能在四小时内的持续放电能力来确定电池的NQC，采用更长放电时长的独立储能与4小时独立储能没有区别。独立储能在与LSE签订合同时获得RA容量收益，合同期限通常为5-10 年。签署RA计划协议的独立储能必须将其全部的RA容量在实时和日前市场的指定时间内中进行投标，独立储能需要通过投标价格来管理机会成本，例如，为了避免在市场价格较低时放电，独立储能可能会提交远远超过其充电价格的放电价格。
PJM的容量市场提供远期价格信号，激励PJM地区保留现有资源和开发新资源。PJM容量市场分为基础剩余拍卖、增量拍卖和双边市场，其中基础剩余拍卖在交付年份前三年生成负载预测、峰值需求预测以及满足区域可靠性所需的容量等信息，通过招标来补偿现有或新的容量资源。增量拍卖在基础剩余拍卖之后进行，包括第一次增量拍卖、第二次增量拍卖、第三次增量拍卖和有条件增量拍卖，以获得额外的资源承诺，以满足交付年度开始前的潜在市场变化。其中有条件增量拍卖是在骨干输电线路建设延迟的情况下，在相应区域进行的增量拍卖。PJM根据中标资源在PJM中的位置，向通过拍卖中标的资源支付容量收入，以换取未来在需要时交付电力的承诺，并将成本疏导至负载服务实体。双边市场则为资源提供者和负载服务实体提供了额外的容量签约机会。容量性能报价时段类型包括年度、夏季（交付年的6月至10月以及次年5月）或冬季（交付年的11月至次年4月）。在没有输电限制的情况下，市场上所有资源的价值是平等的，但对于一些受限地区，容量资源具有更高的容量价值。容量市场使独立储能能够获得电力市场未覆盖的长期固定成本。如果独立储能未能履行其在需要时供应电力的承诺，尤其是在系统紧急情况下，将会受到处罚。有效承载能力（ELCC）为ELCC资源建立了可信容量值，ELCC分析与ELCC资源每小时发电相关的历史天气和负载情况，以量化这些ELCC资源满足可靠性标准的能力。从2025/2026交付年起，PJM将采用边际ELCC方法取代目前的平均ELCC容量认证方法，这能让市场更好地评估单个资源的充裕性以应对多种充裕性的挑战以及系统的紧急事故。随着发电组合中可靠性较低的风电、光伏资源占比不断提升，4-6小时独立储能ELCC系数下降明显，8-10小时长时储能ELCC系数变化较小。并网排队延迟、新接入容量资源建设缓慢、需求不断增长以及新的容量认证方法导致PJM地区的容量价格大幅提升，PJM大部分地区2025/26交付年的容量价格达到269.92 美元/MW/天，远高于2024/25交付年的28.92美元/MW/天，且在2030年之前面临资源充裕性不足的风险。与加州一样，所有获得容量补偿的储能资源均需在日前市场中参与报价。
表32027/28至2034/35交付年ELCC系数初步模拟结果
1.3.2 英国
英国容量市场旨在通过确定新建机组和现有机组的运行情况，确保在未来高峰需求时（通常是冬季）有足够的电力容量。独立储能电站可以参与容量市场，最低准入容量为2MW，若中标获得容量合约，则需要在未来电网需要时进行发电（通常提前4小时接到调度指令）。若独立储能出现未满足最低出力要求、计量设备出现故障等未履行容量义务的情况，需要退还容量补偿费用。
英国每年会举行两次容量市场拍卖，分别是T-1拍卖与T-4拍卖。T-4是英国容量市场的主要拍卖，中标4年后开始提供发电能力，独立储能可获得为期15年的容量补偿合同。T-1拍卖中标后第2年提供发电能力，合同期限为1年，通常面向未及时参加当年T-4拍卖的项目。容量市场拍卖机构每年根据等效容量法计算不同技术的折算系数，等效容量法是指在相同风险水平下（如预计发电资源减少），完全确定的容量取代有限容量资源（如独立储能）维持电网安全的规模。折算容量=额定容量*折算系数，投标者以折算容量进行投标。由于独立储能通常持续发电时间较短，相比可长期运行的发电机组折算系数更低。2024年T-1和T-4容量拍卖折算系数如下表所示，适用于2024/2025年度容量拍卖，T-1拍卖的电力容量开始交付的年度为2025/2026，T-4拍卖的电力容量开始交付的年度为2028/2029。2024/2025年度容量拍卖中，最终T-1容量拍卖出清价格为20英镑/kW，T-4容量拍卖出清价格为60英镑/kW。英国独立储能投资方通常会在确定是否投资独立储能决策之前参与容量市场拍卖，根据其整体收益达到可投资水平所需的容量市场收益来确定容量市场报价，获得容量市场拍卖合同并不影响其在正常运行条件下参与其他市场交易。
表42024年T-1和T-4容量拍卖中的折算系数
随着新能源占比不断提升，1-4小时储能对于维持电网安全的容量价值降低，容量折算系数快速下降。
2019-2024年典型储能容量折算系数变化趋势
1.3.3 澳大利亚
澳大利亚独立储能容量市场收益主要通过容量投资计划（CIS）获得。2023年11月，联邦政府扩大了CIS规模，将2030年的“可调度清洁能源”容量由原来的6GW增加至32GW，包括9吉瓦的清洁可调度容量（相当于4小时时长，包括独立储能）和23吉瓦的可调度可再生能源。根据该计划，政府从2024年到2027年，每6个月在NEM进行一次招标，每12个月在西澳大利亚批发电力市场（WEM）进行一次招标，根据财务价值和系统效益、商务偏差、原住民承诺、社会许可承诺等对投标项目进行评估，并对入围投标商进行尽职调查，其中系统效益根据不同技术类型的投运目标日期、项目位置和网络连接点、技术类型、最大容量和存储时长、预期运营保证寿命、性能下降情况、合同周期等技术情况分析其对系统可靠性的预期贡献及其对电力系统的影响。中标的独立储能项目提供通过差价合约（CfD）预先确定项目收入的“下限”和“上限”，如果收入低于商定的价格下限，联邦政府将支付部分收入支持（使独立储能收入达到价格下限的90%），保障项目的收益；如果收入超出商定的价格上限，政府将分享部分利润（分享超出价格上限部分利润的50%）。CfD期限由投标商在投标文件中明确，作为评标的评估因素之一，期限越短则得分越高。
2 国内市场
2.1 电能量市场
2.1.1 现货市场
目前独立储能参与电力现货市场主要有两种方式，“报量报价”和“报量不报价”。“报量不报价”指的是储能作为价格接受者参与市场，在满足电力系统安全的情况下优先出清，充放电次数更多，但也存在某些时段价差无法满足独立储能盈利的情况。“报量报价”可以使独立储能更为自主的制定市场策略，盈利更为明确，但对独立储能电站制定交易策略的能力要求更高。早期山东、山西、广东等省份独立储能均以“报量不报价”形式参与电力现货市场，后逐渐推出“报量报价”形式参与电力市场。从收益来看，目前转入“报量报价”的省份，独立储能收益并未受到太大影响。“报量报价”模式有助于提升电力系统的灵活性和资源配置效率，预计未来会成为主要趋势。
从独立储能参与市场类别来看，主要有日前现货市场和实时现货市场。目前大部分省份独立储能只能参与一类现货市场，未来参与多类现货市场可以获得更多的市场机会，同时更好的为市场提供调节能力。
从现货市场价格区间来看，目前国内现货市场整体价格区间较低，上限多在1.5元/kWh以内，价格信号难以反映真实电力供需，限制了独立储能等灵活性资源根据价格信号发挥削峰填谷、电力保供的作用。
此外，山东对独立储能进行容量补偿，费用从用户侧收取，根据独立储能电站日市场化可用容量进行补偿。
表5典型省份现货市场规则
2.1.2 规定充放电电价
江苏独立储能项目在与电力调度机构签订并网调度协议后，可暂参照发电项目进行调用结算，保障其发挥顶峰、调峰作用，其充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，调用、结算等暂按以下模式：
在迎峰度夏（冬）期间（1月、7-8月、12月），独立储能项目按照电网调度指令安排调用充放电，原则上全容量充放电调用次数不低于160次或放电时长不低于320小时，不结算充电费用，放电上网电量价格为江苏省燃煤发电基准价（0.391元/千瓦时）。独立储能项目如发生因自身原因无法调用或调用不足的情况，需按照有关规定执行相应考核。
在非迎峰度夏（冬）期间（2-6月、9-11月），独立储能项目可根据自身需求进行充放电，原则上采取“低充高放”模式，放电电量上网价格为江苏省燃煤发电基准价，充电电量按江苏省燃煤发电基准价的60% 进行结算。其中，在开展电力辅助服务市场期间，独立储能项目可自愿选择交易品种参与交易，并根据交易成交和实际调用情况获得相应补偿费用。
2.1.3 参与中长期市场
新疆独立储能企业以用户和发电双重身份参与市场交易，充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。独立储能企业参与市场交易初期仅参与月度市场，充电时仅与新能源企业进行交易，放电量视为新能源电量。
平时段报价范围为250×（1±20%）元/MWh。购售双方先申报平时段电价。峰时段报价下限为平时段价格×（1+P峰），谷时段报价上限为平时段价格×（1-P谷），尖峰时段报价下限为平时段价格×（1+P尖），深谷时段报价上限为平时段价格×（1-P深谷）。P峰为峰时段浮动比例，P谷为谷时段浮动比例，P深谷为深谷时段浮动比例，P尖为尖峰时段浮动比例。
独立储能企业可选择将全部或部分充放电能力用于中长期交易、辅助服务市场交易。已参与中长期交易的，在扣除已取得的中长期合同后，剩余能力根据电网需要参与辅助服务市场交易。独立储能企业作为独立市场主体，自身不使用或发出电能（不考虑损耗），不参与辅助服务、电采暖差额电费、新能源成本补贴等涉及发电企业和工商业用户的各类费用分摊。
2.2 辅助服务市场
2.2.1 调峰/顶峰辅助服务
目前调峰/顶峰辅助服务主要有按额定容量、上网电量、充电量三种补偿方式。按照国家发展改革委、国家能源局《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》要求，现货连续运行区，具有调峰、顶峰类似功能的市场不再运行。在有调峰辅助服务的省份，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。甘肃和新疆的补偿规则目前已不适用。华东区域开通区域电力调峰辅助服务，由调峰能力不足省份向调峰能力富裕省份购买调峰辅助服务，费用由买方相关发电企业、新型储能进行分摊。从费用分摊来看，目前甘肃和新疆均由发电侧分摊，江苏则从尖峰电价资金中列支。
表6典型省份调峰/顶峰辅助服务市场规则
2.2.2 调频辅助服务
目前国内调频辅助服务主要为二次调频，主要通过响应调频指令获得里程补偿，计算方式为补偿收益=里程×出清价格×K值。按照《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》要求，原则上性能系数（K值）最大不超过2，调频里程出清价格上限不超过15元/MW。此文件出台后，山西二次调频价格上限从30元/MW降至15元/MW；K值上限也降为2，独立储能可获得收益减小。市场规模来看，调频市场资金容量有限，在独立储能项目大规模增加后，均出现单个储能电站收益大幅下滑的情况，难以支撑大量独立储能回收成本。费用分摊来看，表7中典型省份二次调频费用均由发电侧及用户侧共同承担。
表7典型省份调频辅助服务市场规则
2.2.3 其他辅助服务
目前山东和山西分别制定了爬坡和正备用市场规则，但仍然处于试验阶段，其市场规则预计在后续实际运行过程中会继续优化。费用分摊来看，山东爬坡辅助服务主要由发电侧和独立储能承担，山西正备用辅助服务由发电侧和用户侧共同承担，独立储能不参与分摊。
表8典型省份其他辅助服务市场规则
2.3 容量市场
内蒙古对纳入自治区独立储能电站规划的独立储能电站按放电量进行补偿，补偿标准一年一定，执行期限为10年，2025年度独立储能电站补偿标准为 0.35元/千瓦时，独立储能电站的补偿费用以月度为周期在发电机组（厂站）间根据装机容量分摊。河北省规定独立储能电站可获得的容量电费根据容量价格标准和月度平均可用容量确定，年度容量价格为100元/千瓦(含税)，月度标准按8.3333元/千瓦执行。月度平均可用容量统一以4小时充放电时长为基准折算，月度平均可用容量=∑0.5×(日可用充电容量×可持续充电时长+日可用放电容量×可持续放电时长)/4小时/当月总天数。独立储能电站容量电费纳入系统运行费，由全体工商业用户按月分摊。
3 对中国独立储能发展的启示
丰富独立储能参与的市场类型。美国、英国、澳大利亚等国的独立储能可参与电能量市场（日前、实时）、辅助服务市场（调频、备用、爬坡）及容量市场，通过多市场协同实现收益最大化。国内电力市场尚不成熟，容量市场缺失，部分省份现货市场未连续运行，辅助服务品种单一（以调峰和二次调频为主）。建议国内赋予储能参与不同交易品种的权利，通过优化交易策略实现多个交易品种的市场均衡。现货市场方面，加快推进国内电力现货市场全面运行，允许独立储能同时参与日前和实时市场。辅助服务市场方面，扩大辅助服务市场覆盖范围，引入爬坡服务、惯量服务、无功电压服务等新型服务类型。将辅助服务市场与现货市场联合优化，实现独立储能收益最大化。
优化现货市场价格机制。澳大利亚NEM市场价格上限17,500澳元/ MWh，美国加州、PJM 现货市场价格上限达2000 美元/MWh，为独立储能创造良好的套利空间。国内现货价格上限普遍较低（如山东1.5元/kWh），限制独立储能收益。建议考虑煤电机组启停和空载成本及用户停电造成的经济损失，合理提高现货市场价格上限，反映独立储能的稀缺性和灵活性价值。减少过度价格干预，避免压缩价差。推行节点边际定价，通过区位价差激励独立储能在电网阻塞区域提供服务。缩短现货市场价格结算时间间隔，允许独立储能捕捉更精细的价格波动。
合理疏导独立储能成本。美国加州、PJM、英国、澳大利亚等成熟电力市场辅助服务成本由用户侧或责任方承担，国内辅助服务成本主要由发电侧承担，抑制市场积极性。建议建立“谁受益、谁承担”的成本分摊机制，逐渐将辅助服务成本合理疏导至用户侧。美国加州、PJM容量市场由所有负载服务实体采购容量服务，来满足用户侧高峰用电需求，并保持备用边际，成本完全由用户侧承担，建议国内将容量成本疏导到用户侧，在保障独立储能容量市场收益健康可持续的同时，激励工商业储能发展，提升电力系统整体的资产利用率。
建立市场化的容量价格机制。美国PJM、英国等国外成熟市场均采用市场化的容量价格机制，通过双边协商或市场化竞价确定容量价格，并对不同时长储能的容量价值进行折算。国内出台容量价格机制省份较少，且以固定补偿价格为主。建议建立能够公平评估各类资源的电力市场体系，允许独立储能与煤电、抽水蓄能等调节资源同台竞争，根据不同资源在维持电力系统安全稳定当中发挥的有效作用评定各类资源的容量价值或容量折算系数，通过市场竞价的方式，给予独立储能电站长期（10年）的稳定收入;探索不同时长独立储能电站的容量价值评价原则，因地制宜对更能满足当地容量需求或时长需求的独立储能给予更高的容量价值。引导经营主体合理投资，保障电力系统长期容量充裕。
加强市场监管与风险防控。美国PJM对市场价格异常进行专项审核，英国和澳大利亚定期更新价格上限，保障市场公平。国内市场规则仍在完善中，政策变动较快。建议建立独立的市场监管机构，加强对独立储能市场交易、价格形成、收益分配的监管，防止市场操控，确保电力系统运行的安全性和可靠性。
中图分类号：TK02
文献标识码：A
收稿日期：2025-05-26
修回日期：2025-06-27
网刊发布日期：2025-06-30
