《电力现货市场基本规则（试行）》对储能市场的影响

储能与电力市场获悉，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）》 （发改能源规〔2023〕1217号）(以下简称《规则》），规范电力现货市场的运营和管理，为电力现货交易发展指明方向。

《规则》明确了目前电力现货市场主要为日前、日内和实时电能量交易的市场，以及配套开展的调频、备用等辅助服务交易市场。包括 分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等 在内的新型经营主体，可在电力现货市场中提供服务。

《规则》旨在指导规范电力现货市场建设，最终实现 构建全国统一电力市场体系 的目标。为实现这一目标，《规则》明确了近期建设的主要任务、中远期建设的主要任务，其中在 辅助服务、新能源参与电力市场、电力用户参与电力市场、容量补偿机制 等方面的条款，或将对储能产生较大的影响。

调峰、调频辅助市场，是储能目前参与的最主要的电力市场。

调频辅助方面，在广东、山西等区域，火储联合调频项目已经实现了准商业化运营。而对于各地的独立储能项目来说，提供调峰辅助服务更是其收益的主要来源之一。

《规则》在第六章“市场衔接机制”中，明确表示：现货市场运行期间， 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。

调峰辅助服务与现货市场的融合，将使目前建立的独立储能电站的盈利模式产生较大的变化。 以节点电价差为信号，决定充放电策略，参与电力现货市场， 将取代调峰辅助服务，成为未来独立储能电站获利的主要手段之一。而已经进入这一模式的山东省独立储能电站的运营经验显示，电站的运营能力将直接决定了电站的收益水平， 这将带动提供专业化储能电站运营服务的公司发展，现有的已经在电力市场中提供电力交易等服务的公司或也将拓展业务范围至储能电站运营领域。

另外，《规则》在第六章“市场衔接机制”中，也表明：现货市场运行地区， 辅助服务费用由发用电两侧按照公平合理原则共同分担 。这在一定程度上体现了“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的辅助服务付费原则。这一条款的落地，有望 解决目前辅助服务“零和博弈”的局面 ，从而保证储能参与的这一市场可长期稳定发展，为储能的收益创造较为稳定的环境。

新能源参与电力市场后，其发电特性或将会给储能创造更多盈利空间。以现货市场的分时价格信号为指引， 灵活性资源的调节价值将得到体现 。另外，修正风光的波动性、减少功率预测偏差给新能源发电带来的考核，也或将为新能源侧的储能电站创造盈利机会。

当电力用户逐渐进入电力市场后，目前建立在国网代理购电分时峰谷电价基础上的工商业储能电站，将是受到最主要冲击的领域。

5月国家发改委发布《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》后，我国工商业用户用电价格组成变为： 上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加 组成。这其中，上网电价为电网企业根据采购端的节点电价的情况，按月制定统一的电价水平。根据此电价，在保证电网企业收支平衡的基础上，上浮、下浮一定的比例形成峰、谷电价。

在以上规则下，目前我国的电网代理购电用户的峰、谷电价时段集中且固定；另外，高峰、低谷电价差虽然按月波动，但也在一定时间内保持了稳定。这在很大程度上有利于用户侧储能项目制定充放电策略，测算经济收益。

但电力用户进入电力市场，尤其是电力现货市场后，时段划分将变成小时、甚至是更短的时间间隔，这对用户侧储能电站的运营来说，将是不小的考验 。 充放电时机的把握、实际可获得充放电电价差，都将变成不确定因素。

除以上外，在第六章“市场衔接机制”中提出的容量补偿机制建设，也将对储能产生一定的影响。

近期的信息显示，我国正在研究制定煤电机组的容量补偿机制。容量补偿机制，衡量的是发电资源容量支撑、调节功能的价值，是我国电力市场化改革、辅助服务市场改革中协同发展的重要一环。对于储能来说，若能建立合理的容量补偿机制，将有利于储能形成一定的稳定收益，保证一定的投资回报。

《电力现货市场基本规则（试行）》原文如下。