2023年9月18日，国家发改委、国家能源局联合印发《电力现货市场基本规则（试行）》（以下简称《规则》），是首部国家层面指导现货市场设计及运行的规则，为电力现货交易发展指明了方向。《规则》出台在有效激发市场活力，探索新型主体参与电力市场的新模式、新机制方面具有重要意义。其中，电力现货市场近期建设主要任务（五）指出，“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“；在第六章“市场衔接机制”中指出，“已通过电能量市场机制完全实现系统调峰功能的，原则上不再设置与现货市场并行的调峰辅助服务品种。”随着电力现货市场建设的不断推进、与调峰市场的融合，现货市场将成为储能电站收益的核心。电力现货时代，储能电站如何进一步发挥作用？如何提升收益，交出一份满意的答卷？本文将结合现货试点省份经验，从参与现货市场方式、充放策略、实际运行三个方面展开。

储能参与现货市场方式

首先，在参与现货市场的方式上，独立储能作为发用电结合体，一般有“报量报价“与“报量不报价”两种方式。“报量报价”方式下，储能企业需自主决策充放电的量价曲线，一般3-10段不等；“报量不报价”方式下，需申报运行日96点的自调度曲线。储能作为可控电源，在变幻莫测的现货背景下，两种方式差异对收益的影响颇为悬殊。包括但不限于以下四点：

从参与市场类型上，“报量报价”可主动参与实时市场，“报量不报价”可理解为不可参与实时市场或被动参与实时市场。

如图1.1所示，若采取“报量不报价”模式参与现货，仅可参与日前市场。以山西市场2023.9.8为例，全天日前价格最低为320.00元/MWh，最高为397.79元/MWh，最大峰谷差为77.79元/MWh。若考虑充放电次序，“日前有序最大峰谷差”仅为34.00元/MWh。若进一步考虑充放电效率，按85%计算，即使日前价格预测完全准确，100MW的储能电站充放一小时的收益为-2375元。更糟糕的是，考虑实际情况与实时运行偏差，采取自调度模式可同时面临日前峰谷价格预测错误，实时运行出现负偏差时需实时高价买回的困境。

若采取“报量报价”模式，储能电站可通过报价方式进入实时市场。9.8日全天实时价格最低为320.00元/MWh，最高为1500元/MWh，峰谷差为1180元/MWh，储能电站的需求曲线可设置为370元/MWh以下充满，供给曲线可设置为400元/MWh以上放电即可。报量报价模式下，100MW的储能电站充放一小时的收益为77430.00元。

以上案例仅选取了距发文之日最近、峰谷差较为明显的一日为例，实际上，由于新能源出力波动，负荷预测偏差以及影响最大的机组出力受限等因素，一般省份的实时市场价格的峰谷差大小与波动性都要高于日前市场。对于储能电站而言，能通过市场机制参与到实时市场是更优的选择，而不是因实时运行偏差被动参与，同时面临执行偏差考核与实时偏差收益波动的风险。但凡事都有两面性，参与实时市场需要对现货市场有更精准的价格预测能力与更精细的策略制定能力，避免充放只有单向中标，同时对设备运行性能的了解程度要求更高。

从报价行为上，“报量报价”本质上是基于成本报价，“报量不报价”为基于不确定性条件的动态需求定价。

从2022年国内新增储能装机技术占比来看，锂离子电池储能技术占比达94.2%，虽然其成本在不断降低，但投资成本与运营成本仍需要辩证看待。储能参与现货市场的变动成本可视为考虑充放电效率与循环成本的综合成本。结合变动成本进行报价为短期内生产者的最优理性行为，“报量报价”方式可以以变动成本为报价的阶梯区间长度，辅以现货价格预测为报价的阶梯区间端点，立于单次平均充放电收益为正的“不败之地”，不会落入峰谷差预测反向、收益不及成本的困蹙。同时，即使日前价格波动未达到阈值，仍有机会“自动”进入实时市场博取更大收益空间。

相比之下，“报量不报价”方式需要结合日前披露信息判断市场供需，进一步判断96点的日前价格，制定自调度曲线。但随着电力现货市场的建设步伐不断加快，与辅助服务市场，容量市场的进一步耦合，现货价格变得越来越波谲云诡，仅通过简单的新能源出力或其他日前披露信息，判断供需，预测价格，很难获得确定性收益。仍以山西市场为例，自V13.0规则实行以来，其分时价格曲线呈“谷段下不去，峰段上不来”的“堪忧”形状，利空储能。

除却日前信息披露的负荷、新能源、外送等边界条件，价格呈此形状的深层次原因有以下几点（受篇幅所限，仅介绍基本成因，每条原因均可展开成文）：

a. 下调频补偿价格完善。下调频收益降低，报地板价机组的调频机组减少，导致出低价概率降低，影响谷段价格；

b. 晚高峰价格替代规则延续。为引导火电机组顶峰发电，晚高峰时段对申报受阻容量机组实行节点价格替代，变相提高峰段供给，导致出高价概率降低，影响峰段价格。

c. 省间现货出清顺序优化，叠加省间现货限价、省间现货需求不旺。新规优化了省间现货的出清顺序，按机组省内预出清负荷率排序，火电机组无法复现22年抬高省内报价，预留省间现货空间的情况。相比于去年同期，影响了峰段价格。（省间出清新规因系统问题并未实行，主要原因为省间现货市场需求影响）

d. 用户侧日前申报纳入出清（4月1日起），新能源日前申报纳入出清（6月1日起），市场主体的日前申报行为与日前-实时市场价差具有反身性，减少了实时出现高价的概率。实时易出高价的时期，火电可采取类似投资组合优化的报价方法，抬高日前报价，预留部分空间进入实时市场获取更大收益。新规下，实时市场出现高价概率降低，影响峰段价格。

以上原因说明了现货市场价格形成的复杂性，仅通过日前披露信息难以辅助决策。且随着爬坡辅助服务、备用市场等调频市场品种不断增加，绿色电力市场的进一步发展等影响，作为核心的电能量市场的价格将会越来越不可端倪。“报量不报价”的方式需要较高水平的电价预测方法支持、大量的历史数据积累，才能在不确定性高的日前市场获得一定的期望收益，否则将面临资源错配，收益下行甚至为负的情况。相比于确定收益的“报量报价”方式，除了在调用次数上有明显优势外，“报量不报价”在收益上有明显劣势。

从参与决策角色上，“报量报价”是价格制定者，“报量不报价”是价格接受者。

目前储能尚处于发展阶段，虽在“源-网-荷-储”语义中四者并列，但体量尚不足以相提并论，尤其在新能源装机比例高的“三北”地区。但随着新型储能项目单体装机规模越来越大，多个百兆瓦级项目实现并网运行，在需要调峰的主要时段，储能电站的报价可能会有部分影响力，成为市场边际。采取“报量报价”方式可以进一步拉大市场峰谷价差，利于分时价格信号的形成，同时提升储能电站收益。“报量不报价“方式作为价格接受者，只能扮演”搭便车“的角色，并未反映储能的真实成本，独立储能尚未实现完全“独立”。从电源类型上，储能作为有成本的可控电源，理应结合自身的成本参与市场，参与边际价格的形成，优化资源配置。

从经济性上，“报量报价”理论上可以同时达到个体与市场最优，“报量不报价”个体与市场多数情况下同时存在改进空间。

由于新型电力系统中新能源出力的波动性，以及不同市场个体对于电力市场披露信息的理解和掌握程度不同，于个体而言，“报量不报价“方式储能电站面临自调度曲线错配，收益不足、难以收回成本的压力。于系统角度，因资源错配，无法发挥储能电站移峰填谷、顶峰发电的作用。相比之下，“报量报价”方式不追求单点的绝对准确性，而是在明确成本后交由市场这只“看不见的手“合理出清优化，同时达到个体与系统最优。

总体而言，“报量不报价”虽然模式简单，但容易面临资源错配的风险，未能充分发挥现货市场有效提高资源配置效率的作用。

现货试点省份典型日前价格曲线与充放策略

明确参与市场方式后，下一步的工作就是策略申报。区别于其他电源类型，如风、光、水电“靠天吃饭”，火电机组取决于变动成本，储能电站的收益则以策略为核心。国内现货试点省份中，山东最早开展独立储能参与现货交易，运行时间长，峰谷特性明显，该部分将重点分析山东现货规则下独立储能参与电能量市场的策略情况。

山东是电力市场要求独立储能设施参与电能量市场，需申报运行日96点自调度曲线，为典型“报量不报价”模式，故只分析山东市场的日前价格规律，选取样本为山东电力市场2022.9.1-2023.8.31连续一年的日前价格数据。

从年均曲线上看，山东电力市场的峰谷特性明显，基本为“单峰单谷”形状，每小时有序最大峰谷差为387.96元/MWh，每两小时有序最大峰谷差为356.81元/MWh，100MW/200MWh装机的独立储能电站平均单次充放电收益为55058.22元。

年均曲线能反映出价格曲线的平均形状，同理，利用季度、月度平均的方法也能筛选出不同时期价格曲线的基本特征，但并未接近本质：现货价格每天都在剧烈波动，相近日期的曲线形状差异可能很大、较远日期的曲线差异也可能很小。所以核心问题是如何从一年的样本中筛选出相似的典型价格曲线，以制定不同的典型策略。可利用聚类分析的方法可将不同日期的价格曲线按照相似程度分类，取不同类别日前价格的均值，分类结果如下：

如图2.2，利用k均值聚类方法结果显示，最优类别数为3类，按形状可分为：“单峰单谷类”（占比117/365，32.05%）、“双峰双谷类”（占比136/365，37.26%）、“平滑类“（占比112/365，30.68%）。按照100MW/200MWh装机的独立储能电站收益测算，不同策略的收益如下：

通过聚类方法可发现山东仍有70%的天数具有明显的峰谷价差特征。其中，“双峰单谷型“和”双峰双谷型“的最大有序峰谷差接近，单次充放电收益接近10万元；双峰双谷类的首个峰谷差为143.29元/MWh，尚不足以回收单次变动成本；“平滑型”曲线占比30.68%，此时储能电站参与电能量市场无明显收益，应择机参与辅助服务市场或合理安排检修。

除以上典型曲线外，若进一步将分类个数提高，也可以观察出其他“有趣”的曲线特征。在连续一年的样本中，有14天的日前价格曲线近似出现如图2.3中形状，价格的时序分布与储能的充放次序完全倒置，此时储能运营商的应将目光放远，在更远窗口D+1、D+2等寻找优化机会，实现跨日充放。

现货背景下，价格波动不仅局限于分时波动，还体现在分日波动上。尤其在大风季，想要获得全局视角的最优收益，需要做未来24h-72h的价格预测，寻找跨期充放机会，实现单日只充不放、只放不充或多充多放等策略。

现货背景下，价格波动不仅局限于分时波动，还体现在分日波动上。尤其在大风季，想要获得全局视角的最优收益，需要做未来24h-72h的价格预测，寻找跨期充放机会，实现单日只充不放、只放不充或多充多放等策略。（后台回复可获取山西、蒙西（呼包东、呼包西）、甘肃（河东、河西）现货省份典型分类的日前价格曲线）

策略到执行：有多远的路要走？

利用价格信号引导，制定自调度策略或报量报价策略，是储能运营的核心。但现货背景下，区别于相对固定的调峰价格，电站的设备性能等基础也将直接影响收益。储能作为灵活调节性资源，性能如何、如何匹配新型电力系统，切实反映在收益上，是参与现货市场的应有之义。本部分将简要分析储能电站的常见参量指标如何影响其在现货市场及部分辅助服务市场的收益。

i. 性能效率项：充放电速率，荷电状态，响应时间

充放电速率：现货市场一般每15分钟进行一次出清与结算，山东电力市场的现货结算以1小时为结算电价的单位时间，相对来讲对充放电速率要求不高。但对于其他现货省份，现货的策略颗粒度要到每15分钟，不光要考虑分时价格，还需考虑充放电速率，起始状态相同，路径不同也将影响收益。同时，充放电速率指标决定了储能在调频辅助服务、爬坡辅助服务市场中的竞争力。

荷电状态：由于储能的独特能量特性，其放电能力除受功率上限约束外，还受到荷电状态限制。对于储能荷电状态的管理，在现货市场最直接的影响就是实时偏差部分，据山东某试验期储能电站全月运行数据，发电实时偏差电量在10%作左右，用电实时偏差电量在18%左右，同时面临考核风险与实时高价偏差结算风险。此外，荷电状态控制还将影响储能电站的寿命与发电可用容量补偿。（可参考我司文章《山东独立储能参与电力现货市场分析》）

响应时间：响应时间与充放电速率共同影响在现货市场对于价格的响应速度及调频市场的性能指标。

ii. 成本项：循环寿命，充放电效率，自放电率

循环寿命：循环寿命与储能循环的次数与电量的平均状态密切相关，所有的储能系统在使用过程中都会产生疲劳或磨损，由此带来设备的老化。虽然疲劳计算复杂，循环能力也不是非常明确，但明确循环寿命进而分析循环成本，做好成本分析与管理，是参与电力市场的必要条件。

充放电效率：如果从电能量收入来看，储能电站主要进行现货价差套利，主要看峰谷的相对值，对充电能量转换带来的损耗成本一般忽略。但实际充电损耗成本取决于充电电价，需要与峰谷价差分别看待。价差同样是300元/MWh，0元的充电价格和200元/MWh时的收益是截然不同的。此外，储能电站参与其他市场时，如备用辅助服务或容量市场，对放电深度会有不同要求，已存容量的成本也是完全不同的。

自放电率：常见锂离子电池自放电率可忽略不计，自放电率高的新型储能在现货跨日窗口充放电的策略中不具有优势。

综上，不同于其他电源，储能在效用功能、成本特性、物理约束等方面均具有特殊性。在效用功能上，储能可以提供削峰填谷、容量资源、调频备用等多种服务，存在服务时间或服务场景上的互补性，但需要以电能量市场价格信号为基础；在物理约束上，储能受充放电次序与荷电状态限制，对荷电状态的管理决定了其是否能参与多种市场；在成本特性上，储能的单次循环成本测算困难，充电损耗成本却决于充电时段，放电成本则更多以机会成本衡量。复杂的成本核算、性能指标对储能运营商提出了非常大的挑战。

储能与有效市场

《规则》明确电力现货市场建设的目标是形成体现时间和空间特性、反映市场供需变化的电能量价格信号，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。市场可以起到优化资源配置的作用，自亚当·斯密提出，经不断完善发展，至法国经济学家里昂·瓦尔拉斯提出一般均衡理论予以数学上的科学范式证明，提供了方法论基础。但有两种特殊情况值得关注：

基于确定性信息下，市场个体对于自身生产和购买做出的决策，可以通过市场价格信号调节，实现社会最优。但当出现不确定性信息、信息不对称的情况时，市场有效理论失效，个体与社会的福利难以达到最优。对于储能电站而言，以策略运营为收入核心，必然要求对价格信号有充足的了解，尤其在自调度方式下更要有抗衡不确定性的能力。

电力市场改革浩浩汤汤，但市场上多数文章多从系统最优角度出发，较少关注是否与市场与个体的利益是否相容。储能作为昂贵、稀缺的可调节性资源，以目前市场成员对于信息披露的掌握和理解程度，尚不完全具备自调度最优化能力，在参与现货市场交易时，存在策略反向、偏差与考核风险等巨大的交易成本，而交易成本为零，正是瓦尔拉斯理论的核心假设。储能无发电基础收入，交易成本过高时，会降低其参与市场的激励与活力。 

原标题：国内首篇！现货市场储能收入提升攻略