储能参与容量市场的国内外现状及机制思考

丁 涛，孙嘉玮，黄雨涵，穆程刚，黄文渊，耿思敏

（1.西安交通大学电气工程学院，陕西省西安市 710049；2.中国电力科学研究院有限公司（南京），江苏省南京市 210003）

0 引言

随着“双碳”目标的提出和中国新一轮电力体制改革的建设，可再生能源渗透率提高和传统化石能源机组退出带来的电力长期充裕性问题亟待解决。因此，中国在建立容量市场时有必要充分考虑储能资源的特性，探索储能资源参与容量市场的合理路径。

储能资源类型丰富，可以在电网中发挥削峰填谷、促进新能源消纳和容量支持的作用，在新型电力系统中将担当重任［1-4］。近年来，储能产业的迅猛发展离不开国家的大力支持。2022 年，由国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》［5］中，明确提出要加快推进电力中长期交易市场建设进度，推动储能作为独立主体参与各类电力市场。

尽管近年来中国积极推动储能产业的发展，多地加大峰谷价差，但现阶段的国内储能产业发展仍面临着获利不足的问题，当前基于可变成本的电力市场鲜有体现储能资源容量特性的部分。此外，储能装置受其自身荷电约束的影响，能够提供稳定充放电的时间有限，在容量价值评估等方面与常规机组存在着显著差异［2，6］。同时，中国的容量机制建设起步晚、尚处于萌芽阶段，学术界对于储能资源参与容量市场建设的讨论相对有限，国内容量机制在建设过程中必然面临着诸多风险与挑战。因此，在借鉴国际经验基础上，立足中国国情，建立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，又可以避免尖峰电价回收模式对供电可靠性造成的威胁，从而为保障高比例新能源下电力系统整体发电资源的充裕性、电源结构的合理性提供切实有效的途径。

容量机制能够保障发电容量的充裕性，并解决电能量市场基于边际成本竞价而导致发电企业难以回收固定投资成本的问题，在世界上多个国家和地区［7-14］有着良好的实践。典型的容量机制有战略备用机制、容量补贴机制［15-19］、稀缺定价机制［20-21］、容量市场机制［6，14］、可靠性期权机制［22-23］等。同时，文献［24-25］对已有实践的不同容量机制的特征和优缺点等进行了系统的梳理和总结。

学术界普遍认为，中国容量机制建设的方案是初期采取容量补贴方式、远期建设容量市场［18-19，26］。目前，全国已有11 个省（自治区、直辖市）拟建立容量补贴机制，山东［27-29］、广东［30-31］2 个省份已有具体的容量补贴政策可供参考，但整体而言，中国的容量机制建设仍处于探索阶段。因此，有必要汲取国外容量机制的实践和研究经验，探索适合中国国情的容量市场建设道路。

本文从多角度对储能参与容量机制的国内外研究和现状进行了调研分析，旨在分析未来储能参与中国容量市场可能面临的风险与挑战，并在技术标准、机制设计等方面提供一些思考。

1 储能参与容量市场的国内外研究

储能参与容量市场是保障电力安全经济供应的重要途经，是学术界讨论的热点话题。当前，学术界的关注点主要在储能参与容量市场的重要性、储能的容量核定、容量市场出清模型的设计及储能的容量费用疏导问题上。

1.1 储能参与容量市场的重要性

在新能源高比例渗透的背景下，储能的参与对提升容量市场运营的经济性、可靠性具有重要意义。一方面，储能的参与可以扩大可行域范围，节约系统在相同可靠性下的运营成本；另一方面，储能可以作为容量支撑电源部分替代常规电源，提升系统的供电可靠性。文献［32］分析了储能资源和需求侧响应（demand side response，DSR）资源对系统容量需求的价值，表明储能资源的参与可以使系统在达到同等可靠性条件下花费较低的成本；文献［33］基于序贯蒙特卡洛采样计算了储能资源对系统可靠性的平均和增量贡献，证明了储能资源参与容量市场的巨大潜力和替代常规电源的能力；文献［34］表明储能资源的可用性将对最佳发电组合产生重要影响，减少对峰荷火电机组的容量需求，同时，对储能装置实施降额会增加投资者对常规火电机组的偏好，影响储能的收益和投资。需求侧储能能够调控市场的容量需求，对市场容量出清价格产生影响，进而有效削减系统的容量投资成本。文献［35］指出储能作DSR 资源参与容量市场能够削减尖峰负荷，助力新能源消纳。

对于储能资源而言，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［35］指出储能作为容量市场供给方时的收益可以补偿由电力稀缺带来的超额利润。文献［36］认为新能源机组的低边际成本可能会造成未来现货市场的边际出清价格降低，从而压缩用户侧储能在现货市场上的盈利空间，容量费用将是其回收固定投资成本的重要来源。因此，有必要对储能参与容量市场的问题予以关注。

1.2 储能的可信容量核定

能量有限性使得容量核定更加困难，储能的可信容量通常采用等效或降额的方式计算。文献［37］发现储能的容量价值与其电力容量、电量容量、充放电效率、负荷曲线形状、电源结构等多种因素有关。文献［38］提出了衡量储能可信容量的改进等效载荷能力（equivalent load carrying capacity，ELCC）方法，即根据负荷曲线形状、电源结构、储能的充放电时间等仿真确定储能资源的容量价值；文献［39］采用不同的降额方法计算储能的可信容量；文献［40］认为等效的方法高估了储能的容量可信度，而使用近似估计的方法低估了储能的削峰潜力。

此外，部分学者基于储能在运营过程中面对的各种情况，提出了核定储能装置可信容量的不同方法。文献［6］提出可根据储能在峰荷时期申报的净能量与峰荷出清时长的商确定可信容量，该规则给予了储能主体更高的报价灵活度。文献［41-42］提出一种基于储能对峰值负荷削减量的容量核定方法。文献［43］设计了在连续时段中，考虑系统停电对于储能运行和充放电状态影响的容量核定方法。文献［2］指出储能可信容量可按照能量功率比折价，或根据储能对尖峰负荷的削减量的仿真结果确定。文献［15］提出中国容量市场可沿用根据峰荷时期的历史出力数据方法核定储能的可信容量。对于储能与新能源组成联合发电系统的情况，储能可减少新能源因出力不稳定性导致的考核效益损失。文献［44］研究了电源侧储能平滑风光机组出力的联合运营模式，并基于序贯蒙特卡洛模拟的方法计算风光储联合发电系统的可信容量。对于储能作为DSR 资源时的容量核定，文献［36］研究了英美容量市场中含用户侧储能的可信容量核定方式，包括基于历史削减负荷量和基于可靠性指标两种核定方法。

1.3 考虑储能的容量市场出清模型

当前，容量市场出清多考虑的是针对峰值负荷出清火电机组的最大电力容量，而非各个时段的机组出力，因此是单时段出清的。储能的物理特性要求在模型中添加储能的荷电状态约束或系统能量约束，以及是否在可靠性约束中计及储能。而考虑多时段耦合关系的模型是当前研究中尚存空白的部分，因为容量市场考虑的时间段长度和起止时刻仍有争议，且需要考虑储能在峰荷时段的可用度等因素。如何建立考虑储能的容量市场模型是一个亟待解决的复杂问题。

尽管目前尚无针对中国容量市场的储能电量约束及可靠性研究，但可以参考学术界对相关领域的讨论。电量约束方面，文献［6］采用储能资源在峰荷时期的净可用容量计算容量因子，进而使其能够参与单时段容量市场；文献［45］提出储能参与电能量市场时，应申报以充放电里程为自变量的老化成本、充放电功率、荷电状态以及连续充放电时间上限等经济、物理特性，并在出清模型中添加相应约束；文献［46］在容量市场出清模型中引入灵活性资源的供需约束，以使系统在满足峰值负荷时期发电资源充裕性要求的同时能够可靠应对新能源高渗透率下系统对快速爬坡能力的需求，高效引导投资；文献［47］研究了考虑用户侧储能的DSR 最优策略，以容量市场合同电量电价、惩罚机制为边界条件，构建决策储能配置、运营的双层模型。可靠性方面，文献［48］考虑新能源参与容量市场，设计了基于可靠性的容量市场双层优化模型，其中，上层模型进行容量市场出清、下层模型计算失负荷率；文献［6］提出了考虑大型电力系统线性化可靠性约束的容量拍卖模型；文献［49］在此基础上提出了考虑区域间新增传输线和分布式能源，包括分布式储能在内的容量市场出清模型。

1.4 储能的容量费用疏导

对于储能，特别是新型储能的容量费用疏导问题，当前开展的讨论和研究并不充分。在容量费用疏导机制方面，文献［19］提出了考虑机组成本特性差异的多因素标准化容量补偿测算方法和用户侧按电量或容量占比进行容量费用分摊的差异化容量补偿实施方案；文献［50］认为可以通过容量电价回收机组固定投资成本和检修改造费用，通过中长期备用合同回收日常维护成本，通过尖峰电价和启停费用补偿回收短时备用机组的较高启停费用，并通过辅助服务收益回收低负荷运行带来的额外成本。

对于储能的容量费用疏导问题，需要考虑储能的角色定位。作为被管制主体，一般通过输配电价或销售电价回收容量成本；作为独立主体，则可通过市场定价回收［2，51］。当前，中国抽水蓄能电站的容量成本疏导机制较为成熟，主要按照两部制电价模式通过输配电价回收。对于新型储能的容量电价机制，文献［52］借鉴抽水蓄能容量费用疏导模式，提出了针对电网侧新型储能的容量电价+电量定价两部制电价模式，并认为其可通过参与容量市场和提供辅助服务的方式，由工商业用户和可再生能源发电企业分摊容量成本。而文献［51］则认为新型储能电站的容量电费高于抽水蓄能，采用输配电价疏导可能会造成用户电价的大幅提升，并在考虑责权利统一的基础上，提出了引入传递因子的储能容量成本疏导方式。

2 储能参与容量机制的国内外实践

储能类型丰富、自身具有多种特性，如何设计可行有效的市场机制调动储能资源参与容量市场的积极性，以及合理评估储能资源的容量价值是各国容量市场建设面临的共性问题。整体来看，近年来在集中式拍卖容量市场机制和可靠性期权机制中考虑储能资源的相关建设较为成熟，中国多地也在积极探索容量机制的建设，本章对相关实践情况进行了调研分析。表1 对储能参与国外容量机制的实践情况进行了总结。

表1 储能参与典型容量机制建设的比较Table 1 Comparison of participation of energy storage in typical capacity mechanism construction

2.1 储能参与集中式拍卖容量市场机制的分析

集中式拍卖容量市场是为了满足系统电力可靠性设立的、以可用容量为标的物的集中式拍卖交易市场。一般来说，集中式拍卖容量市场通常统一运营，在远期组织容量拍卖，发电资源厂商通过市场竞争的方式、根据所提供资源对系统可靠性的贡献差异化地获得容量费用补偿。文献［36，55］介绍了集中式拍卖容量市场机制的具体流程，主要包括容量产品的资格预审、需求曲线的确定、市场出清结算、容量交付及绩效奖惩制度等。

在集中式拍卖容量市场中，储能资源的标的物是由独立系统运营商（independent system operator，ISO）根据一定标准测算的充放电容量以及储能资源的运行参数，如装机容量、荷电状态、连续充放电时间、强迫停机率等。除运行参数外，储能资源供应商在远期参与投标时还需提供价格投标。在出清阶段，除需满足功率约束、输电约束、爬坡约束等以外，储能资源还需考虑自身荷电状态的限制（能量约束）。储能资源按照容量出清价格进行结算。在交付期，ISO 会对储能资源进行容量测试以确保容量的可用性，并根据测试情况进行奖惩。

目前，应用集中式拍卖容量市场机制且运行较为良好的地区有美国PJM（Pennsylvania，New Jersey，Maryland）、英国（爱尔兰地区除外）、加拿大安大略省［56］等。美国PJM 容量市场和英国容量市场机制发展相对成熟完善，附录A 对二者进行了较为详细的介绍，本文着重选取储能参与这两种市场的方式进行分析。

2.1.1 储能参与美国PJM 容量市场建设的介绍

美国PJM 容量市场是为了保证发电容量充裕性而建立的，由1 个基本拍卖市场、3 个追加拍卖市场和1 个双边交易市场组成。PJM ISO 发布的容量市场拍卖手册对PJM 容量市场的结构和交易流程等进行了详细介绍［7］。整体而言，PJM 容量市场的参与主体类型多样，市场机制相对成熟完善。在一系列助力储能发展的政策支持下［57-59］，截至2020年，PJM 拥有的储能总容量为6 220 MW，其中，新 型 储 能 资 源 约 为780 MW［2，60］。在PJM 市 场 中，储能资源可作为独立市场主体参与容量市场建设，其市场准入标准为0.1 MW。此外，随着市场的实践发展，其荷电状态约束和能量有限性等特殊性也越来越受到市场监管者的重视。

在PJM 容量市场中，储能资源的产品设计丰富多样，主要作为DSR 资源和容量存储资源参与容量市场。这两种资源均可通过实体或虚拟聚合的方式参与容量市场。在PJM 容量市场中，需求侧资源产品可分为容量性能DSR 和夏季DSR。容量性能DSR 在整个交付年可用，而夏季DSR 只需在夏季可用。在PJM 容量市场中，将参与容量市场、可以从系统中充放电的储能资源称作容量存储资源（capacity storage resource，CSR）。CSR 根据其性能优劣可划分为容量性能资源（capacity performance resource，CPR）和 基 本 容 量 资 源（base capacity resource，BCR）。符合CPR 产品类型的储能资源性能较为优越，能够持续、可预测地运行，需保证在整个交付年期间的可用性，且能够在PJM 确定存在紧急情况时提供能量和备用。对于BCR 产品，则只需保证能够在炎热天气提供能量和备用。同时，对于可能无法单独满足CPR 产品运营需求的容量资源，可作为满足CPR 产品要求的聚合资源参与容量市场。

在PJM 容量市场中，储能资源的标的物是其充放电容量，通常用可信容量（unforced capacity，UCAP）表示，其表征了储能资源的技术可靠性。可信容量是指考虑故障停运等因素时，由一定可靠性标准确定的容量提供者在一定时间内可提供的有效容量。在PJM 容量市场中，储能资源可信容量的具体计算方式为在夏季和冬季的规定时段内每小时输出功率的平均值。对于储能资源参与聚合资源的情况，聚合资源的总可信容量值不超过单独资源可信容量值的总和。近年来，PJM 容量市场也在考虑利用ELCC 评估储能的容量价值，即在系统同等可靠性的情况下每增加单位储能出力可增加的尖峰负荷量。

在市场出清阶段，由于PJM 容量市场采取划区出清的方式，储能资源的容量通常不会集中式地提供，而是经过位置优化和容量优化后分布式地提供。因此，这种方式会对储能资源，特别是含有储能资源的聚合资源的出清价格产生影响。

在PJM 容量市场中，储能资源的结算执行价格由区域容量出清价格决定。其可靠性费用为中标容量乘以区域容量出清价格，同时按用户年峰荷水平和所在区域分摊给用户。

储能资源根据参与容量市场建设的情况受到性能评估测试制度的奖惩。性能评估是在交付年用于测试容量存储资源在紧急条件下的性能，从而评价其实际性能与预估性能之间差距的评估测试。未能通过测试将会面临财务惩罚，并且在下一次容量拍卖中，该供应商可供出售的容量也会相应降低，而表现超过预估则会得到奖金。

2.1.2 储能参与英国容量市场建设的介绍

英国的容量市场是在能源低碳化改革和用电负荷增长的背景下，为确保用电可靠性、能源经济性和推动低碳电源发展，由政府设立的以可信容量为商品的中长期规划市场［35，61-63］。英国储能总容量约为3 600 MW，新型储能的总容量达到800 MW［2，60］。参与英国容量市场的储能资源最小装机容量阈值为1 MW［64］。

在英国电力市场中，储能资源主要作为DSR 资源和供给侧发电资源参与容量市场。同时，英国容量市场根据发电侧储能资源的最小持续放电时间，以0.5 h 为间隔将其划分为不同的类型，其中，最低类型为0.5 h，最高类型为9.5 h 及以上。中小规模的储能可以资源聚合的方式参与容量市场。

评估储能资源可靠性的降级因子也由持续放电时间决定。图1 总结了2021 年英国容量市场储能资源的降级因子核定情况［10］。

图1 英国容量市场储能资源的降级因子Fig.1 De-rating factors for energy storage resources in Britain capacity market

具体而言，降级因子由技术故障参数（technical breakdown parameter，TA-PS）与 等 效 可 靠 容 量（equivalent firm capacity，EFC）决定。前者表征了抽水蓄能电站的历史平均技术可用性；后者则是在3 h 的缺电时间期望（loss of load expection，LOLE）的基本场景（即交付年的预测电力结构）下，各类储能增加单位容量时对应的完全可靠容量的增量。当使用TA-PS 确定降级因子时，对于TA-PS 超过抽水蓄能的储能资源，其降级因子按照抽水蓄能的TA-PS 核定；对于TA-PS 低于抽水蓄能的储能资源，其降级因子则按照EFC 与TA-PS 的乘积确定［65］。然而，上述评估方法也存在不足之处。在实践过程中，运营机构发现EFC 受基本场景下储能规模及结构的影响，导致储能降级因子的评估存在一定的主观性［10］。最小放电时间越长，则储能资源的降级因子越高；同时，由于基本场景存在差异，同一持续放电时间的储能资源在T-1 年的降级因子普遍高于T-4 年。基于此，近年来，英国容量市场的监管机构也在积极探索评估储能资源容量可靠性的适宜评估方法，近期正在考虑一种由市场运营者使用时序随机仿真模型确定的技术加权平均可用性确定持续放电时间的评估标准。技术加权平均可用性是由冬季峰荷时期电能最大出口限制额确定的平均可用性［61］。

拍卖结果方面，在英国2021 年组织的T-4 年容量市场中，储能中标容量占比约为5%（42.1 GW中的8.3 GW）。 同时，储能系统以年平均30.59 英镑/kW 的价格结算。电池储能获得了1.1 GW 的合同，抽水蓄能设施获得了2.5 GW 的合同。不同合同期的容量拍卖中，T-4 年容量拍卖因其合同期较长、收益稳定，在电池储能运营商中更受欢迎［64］。

2.2 储能参与可靠性期权机制建设的介绍

可靠性期权机制是一种将容量补偿与电能量市场耦合的市场模式。目前，应用可靠性期权机制且运行较为良好的地区主要有意大利［11-12］、爱尔兰［13］，其与集中式拍卖容量市场的市场总体流程较为相似，主要区别体现在结算机制上。在可靠性期权的结算机制［22］下，买方可以在远期根据中标的容量获得从用户侧收取的期权费，但在现货市场中，当行权价格高于市场参考价格时，需要向用户返还二者的差价。文献［23，26，66］对可靠性期权制度的结算原理、价格制定、市场运营规则等进行了详细介绍。本文也在附录B 中整理了可靠性期权机制以及该制度在意大利和爱尔兰的实践情况。

由于在可靠性期权机制下，电能量市场采用稀缺定价机制，因而现货价格能够较为真实地反映系统供需。这种耦合制度可以在保障系统发电容量充裕度的同时避免价格扭曲的问题，提高市场效率，保障用户侧电价稳定，提供合理的价格信号。

在可靠性期权机制中，储能资源的标的物是可靠性金融期权。与英国容量市场相似，可靠性期权市场中储能资源的可信容量也由降级因子和装机容量确定，但受到自身市场运营制度的影响，其可靠性是由自身评估、提交、参加拍卖的。在容量拍卖中，成功的储能资源会按照拍卖出清结果收到期权费，同时，需要在交付期履行其容量义务和差值返还的义务。期权费的值等于出清量乘以出清价。在电能量市场中，储能资源的容量义务履行受到稀缺时刻的隐式惩罚、显式惩罚、返还容量费、行政稀缺定价函数等规则的约束。

在2021 年的意大利容量市场拍卖中，有3.8 GW 的容量合同被授予新资产，其中，1.1 GW 的合同被授予新建电池储能资源。

为进一步梳理储能参与的3 种容量机制的不同之处，表2 对其关键环节进行了对比。

表2 储能参与不同容量机制关键环节的对比Table 2 Comparison of key links with participation of energy storage in different capacity mechanisms

2.3 储能参与中国容量机制的实践情况

储能参与电力容量市场建设事关中国电力容量资源的健康有序发展和电力中长期供应安全。本节对储能参与中国容量机制建设的现状进行了梳理。

中国正在积极探索建设容量机制，随着《国家发展和改革委员会关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》［67］的发布，已明确在燃煤机组利用小时数较低的省份可建立容量补偿机制，容量电价和电量电价以市场化方式形成。附录C 给出了目前中国部分省份容量机制的政策与实践现状。

虽然中国已初步开展容量机制的实践与研究，但是聚焦储能如何参与中国容量机制的实践尚存大面积空白。目前，山东省明确对新型储能示范项目参与电力现货市场给予容量补偿，补偿费用按独立储能月度可用容量补偿标准的2 倍执行［28］。新疆对并网的独立储能电站按照放电量计算容量补偿，补偿标准约0.16 元/（（kW∙h）∙a）［68］。

角色定位上，国家已提出要推动储能作为独立主体参与各类电力市场。当前，大多数省份储能资源的市场准入标准在10 MW 左右，广东省的准入标准较低，为2 MW［69］。此外，随着《关于加快推动新型储能发展的指导意见》［70］、《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》［71］等政策的发布，储能在新型电力系统中将呈现规模大、分布广、运营模式多样化等特点，以作为DSR 资源、虚拟聚合资源、与新能源组成联合发电系统等方式参与电力市场。

经济收益方面，目前独立储能的主要收入来源是容量租赁、辅助服务和容量电价补偿。山东省独立储能电站的商业模式较为明确，收益来源主要为容量租赁费用、电力现货市场、容量电价补偿［28，72］。

容量费用疏导方面，当前中国抽水蓄能的容量费用疏导模式主要按经营期定价法核定并周期调整，同时其容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收［73］。而新型储能电站商业化和规模化尚不成熟，建立完善的容量成本疏导机制迫在眉睫。新疆储能的容量补偿费用由工商业用户按照用电量按月滚动分摊［72］。辽宁省拟将大连液流电池储能调峰电站的容量电价参考抽水蓄能纳入省级电网输配电价［74］。电力容量市场可以为储能企业回收自身固定成本提供一条较为合理可行的路径，如何合理分摊新型储能电站的容量费用仍需要进一步研究论证。

3 储能参与中国容量市场的挑战及思考

设计面向储能的特定容量机制，需要在借鉴国内外电力容量市场建设经验的基础上，充分考虑中国国情，合理规划布局，探索具有中国特色的容量市场建设道路。对储能参与中国容量市场建设的相关思考应建立在对中国容量机制建设问题的充分认识之上。因此，本文在表3 中对当前中国容量机制设计的关键问题进行了总结。

表3 中国容量机制设计的关键问题Table 3 Key issues of capacity mechanism design in China

针对储能参与电力容量市场建设的问题，本章首先整理了储能参与中国电力容量市场建设可能面临的挑战，然后结合国外容量市场的建设经验和学术界的研究进展，对储能参与中国电力容量市场的机制设计提出一些思考。

3.1 储能参与中国容量市场的挑战

本节将探讨在新型电力系统建设背景下，储能参与中国电力容量市场建设的关键问题。由于储能资源具有物理特性，需要讨论储能资源可信容量的核定方法和体系。此外，还需要讨论储能作为独立主体参与电力容量市场建设时的产品设计、容量市场的出清模型与多市场的耦合关系，以及如何提升容量市场运营效率等问题。

3.1.1 储能资源可信容量核定方法和体系的要求

储能资源可信容量核定是其参与容量市场建设的重要一环，也是各国容量市场建设关键的共性问题。未来，中国新型电力系统的构建也必将对储能资源的可信容量核定提出新要求。一方面，需要考虑在未来多样化负荷场景下，不同类型储能装置可靠性容量的评估方法问题；另一方面，储能资源种类丰富、参与容量市场建设的方式多样，需要充分考虑不同储能资源的物理特性，制定合理、可信赖的容量评估标准。

当前，世界各国储能资源的可信容量测算基本都基于持续充放电时长，采用等效容量、历史数据加权平均、峰荷时段可用性、容量资源季节性匹配或分时段容量系数等方式进行评估，但这并不能完全匹配储能在尖峰负荷时段的出力情况。近年来，部分国家和地区在探索ELCC 模式，但这种模式也存在着技术难度大，需要内嵌仿真程序等问题［2］。同时，现有的新能源发电容量可信度研究多采用单电源、单时间尺度，缺乏对于包含新能源与储能资源组成联合发电系统、多电源分布式的虚拟聚合资源、具有时间特殊性的储能资源、储能资源作负荷时的可信容量核定研究，难以支撑未来包含储能资源参与的电力容量市场的新需求。

3.1.2 电力容量交易运营能力的要求

容量市场运营与电力系统规划密切相关，将在满足发电资源的充裕性、电网运营的可靠性与经济性方面扮演重要角色。在“双碳”目标下，储能等多类型市场主体的参与必然会对容量市场交易运营能力提出更高要求。

首先，容量市场出清模型的建立需要考虑未来新型电力系统多电源、多主体、多时段的特点。一方面，随着储能技术的发展和可再生能源渗透率的提高，加上中国各地区电源结构、负荷结构不同，需要建立灵活合理的容量市场出清模型；另一方面，当前电力容量市场出清机制多基于单时段，而储能资源具有物理特性，其出力调度可行性受荷电状态、充放电速率等多维度因素的影响，各时段在功率平衡约束下独立求解的出清模型难以满足未来新型电力系统的需求。

其次，在“双碳”目标下，中国正面临能源的转型升级，需要对多市场耦合的运行模式进行统筹考虑。然而，当前单一市场独立运行，基于单市场的出清机制难以满足对支持多市场耦合模式的容量市场出清模型的要求。

一般来说，容量市场的效率较低。一是其出清频率较低，每年出清一次；二是相比于按年分摊的容量费用疏导模式，基于边际成本的定价方式有可能导致成本回收的不充分性；三是容量市场对某些类型机组的准入限制较高。这些都会导致市场主体参与容量市场的积极性不高，从而破坏容量市场竞争性的市场条件，使得容量市场运营效果低于预期。在市场准入标准方面，尽管近年来中国正在逐步降低储能资源的准入标准，但与英国的1 MW、美国的0.1 MW 相比仍存在较大差距。另外，新型电力系统具有清洁低碳、灵活高效、开放互动等特征，储能资源将会以多样灵活的形式参与容量市场，而当前中国的容量机制建设尚未考虑上述因素，学术界的讨论也相对有限。随着储能产业的发展和储能技术的进步，中国电力容量市场的建设需要各类储能资源的积极参与。

3.2 对储能参与中国电力容量市场建设的思考

对于储能参与中国电力容量市场的机制设计问题，需要考虑国外建设经验与中国国情的适配性，综合考虑中国电力市场发展实际统筹规划、改革创新。因此，本节结合中国新型电力系统的建设背景和国内外的实践及研究状况，提出如下思考:

1）对于储能在容量市场中的补偿次序问题，考虑到建设容量市场是为了解决供电可靠性的问题，拓展可靠供电企业的利润空间、帮助老旧化石能源机组退出市场、高效引导投资，而新能源机组出力的不确定性大、容量效应小，在许多容量机制较为成熟的国家和地区对新能源机组不进行补偿，或与火电机组相比进行较少量的补偿。因此，本文认为中国在建设容量市场时，应优先考虑对传统火电机组和储能装置进行补偿，初期可只面向这两种供电可靠性较高的资源，再逐步扩大容量市场的参与范围，吸纳DSR 等多类型主体的参与。图2 展示了本文对考虑储能资源参与中国电力容量市场建设的相关思考。

图2 考虑储能资源的中国电力容量市场建设构架Fig.2 Construction framework of China’s power capacity market considering energy storage resources

2）研究储能参与容量市场合理的技术标准，满足容量市场建设对于可靠性和公平竞争的要求。在储能资源的可信容量测算方面，中国可在初期采用历史数据加权平均等较为粗放的方式，并探索采用ELCC 模式的可能性；可根据其负荷削减指定值、装机备用裕度、强迫停运率等因素确定储能资源作为负荷时的容量价值。同时，可以将跨区输电的可靠性损失纳入考量范畴，对于资产组合的类型，可以参照PJM 容量市场的做法，设置组合资源总可信容量不高于单独资源可信容量的总和。另外，由于中国容量市场建设起步较晚且不同地区电力市场的发展情况存在差异，可采用设立试点等方式，探索适合中国国情的储能容量测算方式。

3）在容量市场机制设计方面，可以设计储能资源多样化的容量产品，并细化容量市场类别。一方面，产品设计多样化是调动各类储能资源参与容量市场积极性、保证容量市场良好运行的重要手段。考虑到系统可能出现的紧急情况和激励储能资源提高自身技术水平的需要，可以对部分性能优良、持续可预测的储能资源提高容量费用补偿标准。另一方面，在设立以年为单位的容量市场后，可结合中国国情探索多时间尺度的容量市场。对于部分季节性储能资源（如抽水蓄能、氢储能等）仅在某些月份具有容量特性，若以年为单位进行容量补偿，则根据容量市场的出清规则，只能对全年负荷峰值时的容量进行补偿，但有可能受到季节的影响，导致容量补偿较少。事实上，这些季节性储能资源可能在部分月份的可用度极高，对系统的容量支撑作用很大，理应予以补偿。因此，直接设立年容量市场的做法可能造成对部分储能资源补偿的不充分性和不合理性；而对月、星期等更短时间尺度的容量市场，可以使得更多类型的储能资源从容量市场中获得充分、合理的补偿。再者，考虑到储能资源的负荷侧容量特性，未来中国建设容量市场时需要设计储能资源的DSR产品，从不同层面发挥储能资源的容量特性，促进资源的优化配置。另外，考虑到储能资源的区域价值，可以帮助分布式储能资源以虚拟聚合资源的方式参与容量市场，并研究相关的交易、结算细则。

4）中国在建立容量出清模型时，需要充分考虑储能资源的物理特性，建立多时段混合、多主体参与的容量市场出清模型。储能资源受其自身能量有限性的影响，在出力调度时必须考虑其荷电状态的约束，因而在建立出清模型时需要考虑多时段的耦合关系。此外，除了作为电源，储能还可以作为负荷参与容量的DSR 管理，在建立容量市场出清模型时有必要考虑其作为负荷时的容量特性。

5）深入研究考虑储能资源容量特性的多市场耦合出清机制。在未来中长期市场与现货市场协调运行的背景下，可以考虑储能的容量效应，研究储能资源参与现货市场和容量市场的耦合市场机制和金融衍生品机制。此外，可以探索金融储能权［9］与容量市场的耦合关系，利用储能资源缓解输电线路阻塞问题和发挥容量支持作用的协调关系。

6）明确储能参与电力容量市场的独立主体地位，因地制宜地降低储能资源的准入标准。在国家已提出要推动储能作为独立主体参与各类电力市场的基础上，宜尽早明确其参与电力容量市场的独立主体地位，优化资源配置，提高储能资源主体的参与积极性。此外，建议考虑降低储能参与电力容量市场建设的准入标准、培育分布式资源聚合商，并建立健全配套政策、出清算法等，使得更多小规模储能能够从容量市场建设中获益，并为竞争性容量市场的建设添砖加瓦。

4 结语

在中国构建新型电力系统的背景下，为促进储能资源主体参与中国电力容量市场建设，本文首先从学术研究和实践的角度出发，着眼于储能如何参与中国容量市场建设的问题，梳理了国内外容量市场的相关研究和实践现状，对比了其参与典型容量机制的差异。总结了中国容量机制设计的关键问题，全面介绍了当前储能参与中国容量机制建设的状况。进而，结合中国容量机制建设的关键问题，探讨了储能资源参与中国容量机制建设面临的风险和挑战，并从储能资源的补偿次序、可信容量评估、产品设计、框架设计、计及储能资源的容量市场模型修正等方面提出了相关思考。

未来研究可深入探讨储能资源参与容量机制建设的成本疏导问题，特别是当前容量补偿阶段的容量电价疏导问题亟待解决。此外，可以探究储能参与容量市场的多时段出清模型设计、储能与其他电源联调时的可靠性容量评估等问题，并可以在本文研究的基础上探索多市场耦合运行的可能机制。

附录见本刊网络版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），扫英文摘要后二维码可以阅读网络全文。