隨著我國首個國家級電力現貨市場交易規則出臺，獨立儲能、虛擬電廠等電力市場新型交易主體將迎來新的機遇。

9月18日，國家發展改革委、國家能源局印發《電力現貨市場基本規則（試行）》（下稱《基本規則》），其中提到，穩妥有序推動新能源參與電力市場，設計適應新能源特性的市場機制，與新能源保障性政策做好銜接；推動分布式發電、負荷聚合商、儲能和虛擬電廠等新型經營主體參與交易。

電力現貨市場是反映電力供需形勢的“風向標”。《基本規則》的出臺，對構建全國統一電力市場體系，構建適合新能源發展的電力市場體系，新型電力系統建設具有重要意義。

高工儲能認為，《基本規則》進一步強調推動儲能和虛擬電廠等新型經營主體參與交易，向儲能市場傳遞了兩個信號：一是儲能參與電力現貨市場交易的地方性政策將加快推出，收益來源得到擴充后，儲能的經濟性將提升；二是隨著市場交易機制逐步完善，以及參與電力現貨市場交易的獨立儲能電站增多，交易經驗逐漸豐富，交易能力將愈發得到重視。

電力現貨試點帶動儲能市場化加速

據了解，2022年，全國電力市場交易規模進一步擴大，全年完成市場化交易電量5.25萬億千瓦時，同比增長39%，占全社會用電量比重達60.8%，同比提高15.4個百分點，不過，這主要為中長期交易，現階段電力現貨市場交易規模仍較小。

自2015年《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》的印發拉開我國新一輪電力市場化改革序幕，到2022年《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》提出加快建設多層次統一電力市場體系，我國電力市場已發生跨越式變化——我國已逐步構建起了中長期、現貨、輔助服務交易相結合的電力市場體系。

電力現貨市場試點已有6年，目前，第一批電力現貨試點的8個地區（南方（以廣東為起步）、山西、浙江、四川、福建、山東、甘肅、蒙西）已進入到長周期結算試運行階段，第二批試點的6個地區（上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北）也已全部啟動模擬試運行，其中湖北、遼寧已開展現貨市場長周期運行。此外，新疆、青海等一些非試點省份也啟動了相關市場建設。

而剛剛出臺的《基本規則》明確了電力現貨市場近期和中遠期建設路徑：近期推進省間、省（區、市）/區域市場建設，以省間、省（區、市）/區域市場“統一市場、協同運行”起步；逐步推動省間、省（區、市）/區域市場融合。

隨著電力現貨試點推行，2021年以來，推動獨立儲能參與現貨市場交易的頂層政策密集出臺，業內對交易機制翹首以盼。

2021年7月，國家發展改革委、國家能源局印發《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，制定了到2025年、2030年新型儲能發展目標，首次提出“明確新型儲能獨立市場主體地位”。

2022年2月，國家發展改革委、國家能源局印發《“十四五”新型儲能發展實施方案》再次提到明確新型儲能獨立市場主體地位，并提出，加快新型儲能市場化步伐。包括加快推進電力中長期交易市場、電力現貨市場、輔助服務市場等建設進度，推動儲能作為獨立主體參與各類電力市場；研究新型儲能參與電力市場的準入條件、交易機制和技術標準，明確相關交易、調度、結算細則。

同期出臺的《關于加快電力現貨市場建設工作的通知》也提到，加快推動各類型具備條件的電源參與現貨市場。引導儲能、分布式能源、新能源汽車、虛擬電廠、能源綜合體等新型市場主體，以及增量配電網、微電網內的市場主體參與現貨市場。

2022年6月，國家發展改革委、國家能源局印發《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場，加快推動獨立儲能參與中長期市場和現貨市場，配合電網調峰，鼓勵進一步拉大電力中長期市場、現貨市場上下限價格。

隨著我國電力現貨市場建設逐步完善，儲能在各地電力市場交易中嶄露頭角。

五省明確獨立儲能參與現貨市場規則

從交易品種維度看，電力市場分為電能量市場、容量市場、輔助服務市場和輸電權市場；從時間維度看，電力市場可分為電力現貨市場和中長期市場。儲能參與電力市場獲得收益，主要通過電力現貨市場、輔助服務市場、容量市場等。

儲能參與電能量現貨市場交易，本質上是通過低價充電和高價放電來獲取峰谷分時價差的收益，分時電價和充放策略是決定儲能在電能量現貨市場收益水平高低的核心因素。

目前，山東、山西、甘肅、青海、廣東等5個省份明確了獨立儲能參與現貨市場的規則。

獨立儲能參與電力現貨市場的報價方式主要有報量報價和報量不報價兩種方式。報量不報價方式主要適用于市場發展初期儲能規模較小的情況，操作相對簡單，只需關注發電量的預報而無需關注價格，優點在于儲能出力計劃能夠在市場中優先出清；而報量報價方式更能適應市場的供需變化，可根據電價調節充放策略以增加收益。

作為我國光伏裝機容量第一大省，山東省在儲能參與電力現貨市場交易方面也走在全國最前列。2022年2月，三峽慶云儲能電站等3個儲能電站完成山東電力交易中心注冊，成為全國首批進入電力現貨市場的獨立儲能電站。目前，已有16座獨立儲能電站進入山東電力現貨市場。

據了解，根據《山東省電力現貨市場交易規則(試行)》、《關于做好2022年山東省電力現貨市場結算試運行有關工作的通知》等文件，山東省獨立儲能在現貨市場電能量交易中按照報量不報價原則出清，上網電量價格按照市場出清價格結算，并享受容量補償費；新能源配儲作為聯合體需申報短期預測出力、競價信息。

根據《山西省電力市場規則匯編（試運行V13.0）》等文件，山西省獨立儲能按月自主選擇以“報量報價”或“報量不報價”的方式參與現貨市場。獨立儲能的容量租賃以金融結算的方式開展，向新能源企業租賃的容量不影響獨立儲能作為整體參與現貨市場；新能源配建的儲能按聯合方式運行。

根據《甘肅電力現貨市場運營規則修訂匯總（結算試運行暫行V2.5）》等文件，甘肅省采用報量不報價方式，電網側獨立儲能和共享儲能電站作為價格接受者按照節點邊際電價參與現貨市場結算，滿足條件可予以優先出清。

根據《青海電力現貨市場結算實施細則（初稿）》，青海省根據電網情況而定，電網供需寬松時，儲能電站在放電電量執行發電側結算電價，充電電量執行用戶側結算電價；電網供應緊張時，儲能電站由調度機構統一調度，按實時市場最高出清價進行結算。

《廣東省新型儲能參與電力市場交易實施方案》指出，廣東省獨立儲能（電網側儲能）作為獨立主體參與現貨市場，充放電價格均采用所在節點的分時電價。此外電源側儲能聯合發電機組，在現貨市場以報量報價的方式參與交易。

此外，貴州省也在今年8月起草了《貴州省新型儲能參與電力市場交易實施方案(征求意見稿)》，其中提到，現貨電能量交易獨立儲能全電量參與現貨市場出清，具備條件時采用報量報價方式參與，不具備條件時可考慮采用報量不報價等其他方式參與。

但整體來看，儲能參與電力現貨市場的地方性政策仍較少，電力現貨市場峰谷價差也有待進一步拉大。

預測和交易策略至關重要

除了電力現貨交易外，容量租賃和容量補償也是獨立儲能的重要收入渠道，均屬于容量成本回收機制，能夠在一定程度上刺激投資。《基本規則》中提到，結合實際需要探索建立市場化容量補償機制，具備條件時，可探索建立容量市場。

據了解，山東省獨立儲能收入主要由容量租賃、現貨市場充放價差收入、發電容量補償收入三部分構成，其中，容量租賃收入占比約50%；峰谷價差收入占比約30%；發電容量補償占比約15%。

在電力輔助服務方面，我國對于儲能參與電力輔助服務市場的試點已經較為廣泛，華北、華中、華東、南方、西北等地陸續出臺具體實施細則，但儲能如何在電力輔助服務市場中獲得穩定的收益，仍在持續探索。

短期內，電力現貨市場交易、容量租賃、容量補償將依舊是獨立儲能的主要的收入來源。

基于山東獨立儲能參與電力現貨市場交易的大量實踐經驗，業內人士指出，提高電價預測準確度是基礎，峰谷價差盈虧平衡點核算是關鍵。市場價格是由供需決定的，但供需是實時變化的，因此，市場規律的發現需要對大量歷史數據進行積累分析；獨立儲能需確定不同時段、不同峰谷價差下的盈虧平衡點，根據盈虧平衡點合理規劃充放策略。

遠景智能解決方案總經理鄭穎曾表示，現貨市場上，電價是實時波動的，交易策略的好壞，會成為影響儲能電站收益的最重要因素。做好交易策略，最核心是做好電價預測，而電價預測的核心是氣象預測和新能源功率預測。