随着我国首个国家级电力现货市场交易规则出台，独立储能、虚拟电厂等电力市场新型交易主体将迎来新的机遇。

9月18日，国家发展改革委、国家能源局印发《电力现货市场基本规则（试行）》（下称《基本规则》），其中提到，稳妥有序推动新能源参与电力市场，设计适应新能源特性的市场机制，与新能源保障性政策做好衔接；推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易。

电力现货市场是反映电力供需形势的“风向标”。《基本规则》的出台，对构建全国统一电力市场体系，构建适合新能源发展的电力市场体系，新型电力系统建设具有重要意义。

《基本规则》进一步强调推动储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易，向储能市场传递了两个信号：一是储能参与电力现货市场交易的地方性政策将加快推出，收益来源得到扩充后，储能的经济性将提升；二是随着市场交易机制逐步完善，以及参与电力现货市场交易的独立储能电站增多，交易经验逐渐丰富，交易能力将愈发得到重视。

电力现货试点带动储能市场化加速

据了解，2022年，全国电力市场交易规模进一步扩大，全年完成市场化交易电量5.25万亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量比重达60.8%，同比提高15.4个百分点，不过，这主要为中长期交易，现阶段电力现货市场交易规模仍较小。

自2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》的印发拉开我国新一轮电力市场化改革序幕，到2022年《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出加快建设多层次统一电力市场体系，我国电力市场已发生跨越式变化——我国已逐步构建起了中长期、现货、辅助服务交易相结合的电力市场体系。

电力现货市场试点已有6年，目前，第一批电力现货试点的8个地区（南方（以广东为起步）、山西、浙江、四川、福建、山东、甘肃、蒙西）已进入到长周期结算试运行阶段，第二批试点的6个地区（上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北）也已全部启动模拟试运行，其中湖北、辽宁已开展现货市场长周期运行。此外，新疆、青海等一些非试点省份也启动了相关市场建设。

而刚刚出台的《基本规则》明确了电力现货市场近期和中远期建设路径：近期推进省间、省（区、市）/区域市场建设，以省间、省（区、市）/区域市场“统一市场、协同运行”起步；逐步推动省间、省（区、市）/区域市场融合。

随着电力现货试点推行，2021年以来，推动独立储能参与现货市场交易的顶层政策密集出台，业内对交易机制翘首以盼。

2021年7月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，制定了到2025年、2030年新型储能发展目标，首次提出“明确新型储能独立市场主体地位”。

2022年2月，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》再次提到明确新型储能独立市场主体地位，并提出，加快新型储能市场化步伐。包括加快推进电力中长期交易市场、电力现货市场、辅助服务市场等建设进度，推动储能作为独立主体参与各类电力市场；研究新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，明确相关交易、调度、结算细则。

同期出台的《关于加快电力现货市场建设工作的通知》也提到，加快推动各类型具备条件的电源参与现货市场。引导储能、分布式能源、新能源汽车、虚拟电厂、能源综合体等新型市场主体，以及增量配电网、微电网内的市场主体参与现货市场。

2022年6月，国家发展改革委、国家能源局印发《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》，新型储能可作为独立储能参与电力市场，加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场，配合电网调峰，鼓励进一步拉大电力中长期市场、现货市场上下限价格。

随着我国电力现货市场建设逐步完善，储能在各地电力市场交易中崭露头角。

五省明确独立储能参与现货市场规则

从交易品种维度看，电力市场分为电能量市场、容量市场、辅助服务市场和输电权市场；从时间维度看，电力市场可分为电力现货市场和中长期市场。储能参与电力市场获得收益，主要通过电力现货市场、辅助服务市场、容量市场等。

储能参与电能量现货市场交易，本质上是通过低价充电和高价放电来获取峰谷分时价差的收益，分时电价和充放策略是决定储能在电能量现货市场收益水平高低的核心因素。

目前，山东、山西、甘肃、青海、广东等5个省份明确了独立储能参与现货市场的规则。

独立储能参与电力现货市场的报价方式主要有报量报价和报量不报价两种方式。报量不报价方式主要适用于市场发展初期储能规模较小的情况，操作相对简单，只需关注发电量的预报而无需关注价格，优点在于储能出力计划能够在市场中优先出清；而报量报价方式更能适应市场的供需变化，可根据电价调节充放策略以增加收益。

作为我国光伏装机容量第一大省，山东省在储能参与电力现货市场交易方面也走在全国最前列。2022年2月，三峡庆云储能电站等3个储能电站完成山东电力交易中心注册，成为全国首批进入电力现货市场的独立储能电站。目前，已有16座独立储能电站进入山东电力现货市场。

据了解，根据《山东省电力现货市场交易规则(试行)》、《关于做好2022年山东省电力现货市场结算试运行有关工作的通知》等文件，山东省独立储能在现货市场电能量交易中按照报量不报价原则出清，上网电量价格按照市场出清价格结算，并享受容量补偿费；新能源配储作为联合体需申报短期预测出力、竞价信息。

根据《山西省电力市场规则汇编（试运行V13.0）》等文件，山西省独立储能按月自主选择以“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货市场。独立储能的容量租赁以金融结算的方式开展，向新能源企业租赁的容量不影响独立储能作为整体参与现货市场；新能源配建的储能按联合方式运行。

根据《甘肃电力现货市场运营规则修订汇总（结算试运行暂行V2.5）》等文件，甘肃省采用报量不报价方式，电网侧独立储能和共享储能电站作为价格接受者按照节点边际电价参与现货市场结算，满足条件可予以优先出清。

根据《青海电力现货市场结算实施细则（初稿）》，青海省根据电网情况而定，电网供需宽松时，储能电站在放电电量执行发电侧结算电价，充电电量执行用户侧结算电价；电网供应紧张时，储能电站由调度机构统一调度，按实时市场最高出清价进行结算。

《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》指出，广东省独立储能（电网侧储能）作为独立主体参与现货市场，充放电价格均采用所在节点的分时电价。此外电源侧储能联合发电机组，在现货市场以报量报价的方式参与交易。

此外，贵州省也在今年8月起草了《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案(征求意见稿)》，其中提到，现货电能量交易独立储能全电量参与现货市场出清，具备条件时采用报量报价方式参与，不具备条件时可考虑采用报量不报价等其他方式参与。

但整体来看，储能参与电力现货市场的地方性政策仍较少，电力现货市场峰谷价差也有待进一步拉大。

预测和交易策略至关重要

除了电力现货交易外，容量租赁和容量补偿也是独立储能的重要收入渠道，均属于容量成本回收机制，能够在一定程度上刺激投资。《基本规则》中提到，结合实际需要探索建立市场化容量补偿机制，具备条件时，可探索建立容量市场。

据了解，山东省独立储能收入主要由容量租赁、现货市场充放价差收入、发电容量补偿收入三部分构成，其中，容量租赁收入占比约50%；峰谷价差收入占比约30%；发电容量补偿占比约15%。

在电力辅助服务方面，我国对于储能参与电力辅助服务市场的试点已经较为广泛，华北、华中、华东、南方、西北等地陆续出台具体实施细则，但储能如何在电力辅助服务市场中获得稳定的收益，仍在持续探索。

短期内，电力现货市场交易、容量租赁、容量补偿将依旧是独立储能的主要的收入来源。

基于山东独立储能参与电力现货市场交易的大量实践经验，业内人士指出，提高电价预测准确度是基础，峰谷价差盈亏平衡点核算是关键。市场价格是由供需决定的，但供需是实时变化的，因此，市场规律的发现需要对大量历史数据进行积累分析；独立储能需确定不同时段、不同峰谷价差下的盈亏平衡点，根据盈亏平衡点合理规划充放策略。

原标题：储能参与电力现货市场“快进”