电力市场改革下储能的应用与案例分析

随着电力市场改革的推进，我国已经建立起以电力中长期市场为主，电力现货市场、辅助服务市场、容量补偿机制基本成型的电力市场体系。

同时，电力中长期市场、电力现货市场、电力辅助服务也不断为储能开辟应用场景。仅2023年，我国就有30余区域为储能参与各类电力市场在政策、市场机制方面提供了支撑 （可参考文章： 2023储能盘点： 近30区域为储能开放各类电力市场，100余项电力市场政策回顾 ）。

电力市场改革对储能应用的意义如何，目前储能电站在电力市场中的应用情况又怎样？在3月1日，储能与电力市场主办的“储能行业2023年回顾与2024年展望大会”上，相关专家结合实际工作，进行了解答。

2002年，电改5号文正式拉开我国电力改革序幕，成功完成“厂网分离。

2015年，9号文再次开启新电改，部分工商业用户进入市场，但输配电价等仍由政府定价。

2021年启动的燃煤市场化改革后，全部燃煤机组、全部工商业用户进入市场，由市场定价。

历经二十几年后，我国电力市场化改革开始加速。

2023年，我国全社会用电量中市场交易电量占比已经达到61.4%，网售电量中市场交易电量占比75%~80%，新能源入市比例达到47.3%。

市场主体中，2022年电力用户44.394万户，是2016年的52倍；售电公司由2016年的36家增长为2022年的3660家，增长超100余倍；2022年发电企业为30838家，较2016年增长17.3%。

电力交易市场体系上看，以中长期市场为主，现货、辅助服务、容量补偿等机制已基本成型，绿证、绿电、碳等环境价值兑现机制初步建立。电力的能量价值（中长期市场、现货市场）、容量价值（容量补偿）、灵活价值（调频、备用、爬坡、转动惯量）及绿色价值（绿证、碳市场）均得以体现。

对于储能来说，电力市场化改革意味着：储能的价值得到认可，储能功能的价值获得衡量和兑现；收入来源有了机制保障。但同时，储能的经营业绩也要经受市场考验。

以现货市场中小时尺度调节为例，利用不同时段电能量价差充放电套利，储能的“能量搬运”价值得以体现。

新能源大比例入市下，其保供难、消纳难等问题逐渐显现。午间光伏大发与晚高峰用电需求匹配不上，而且迫使火电在午间光伏大发时段深度降出力，使得火电晚间高负荷时段难以完成爬坡，导致午间极端供过于求，晚高峰极端供不应求。尤其是西部新能源占比50%以上的地区，日内反调峰、季节性差异的情况严重。

此时，现货市场分时段进行供需两端买卖意愿的撮合，通过价格手段反映市场供需情况并对应为经济关系，确定不同时段的电能量公允价格。 储能可自主制定充放电策略，通过不同时段价差进行充放套利，其“能量搬运”的主责主业得到充分体现 。

在电能量市场，低谷电卖方、高峰电量买方；在电力辅助服务市场，辅助服务费用补偿，都为储能的提供收入来源，储能成本有了买单机制。

不论在电能量市场还是辅助服务市场，储能均有了明确的收入来源。电能量市场中低谷电的卖方与高峰电的买方成为储能的收入来源。尤其在众所周知的山东市场的 负电价时段，充电也能获取收入 。山西、广东市场2023年也出现了数百小时的0价时段；甘肃市场有上千小时贴0.04元/度的地板价运行。

而在辅助服务方面，储能已可参与电能量市场、辅助服务市场、容量补偿等多种市场。2023年上半年，我国辅助服务总费用为278亿元，与2022年全年水平相当，呈现翻倍增长态势，储能可以获取的部分也随之扩大。

我们可以看到， 随着市场机制逐渐健全，储能的调节作用愈加具象化、货币化，可直接转换为项目收入 。

同时，我们也要意识到，市场化机制带来的不仅有价值和收益，同样还有竞争。储能产品与项目需经受住业绩考验才能获得收益。以下5个方面是项目业主方需要慎重考虑的问题。

（1）项目质量是否过关？能否在高频调用下保障安全？ 尤其对于新能源配储。在当下新能源入市比例高，可进行峰谷套利获取收益时，配建储能的利用率将随之提升，储能产品质量能否支撑？

（2）电池成本、损耗成本是否有竞争力？ 对于同一个项目，充放电一次的成本是0.4元/kWh还是0.5元/kWh，价差达到多大时才可以进行套利与项目成本息息相关。

（3）是否选择了价差空间足够的市场？ 不同市场峰谷价差平均水平的差距很大，蒙西、山西都属于价差较为可观的市场，但是广东由于会对燃气机组进行补贴，晚高峰的价格不够高，此外广东属于用电负荷较大的地区，午间光伏出力无法击穿负荷，充电价格不够低，这就导致其充放价差较低。

（4）是否能预测5年以上的供需关系，从而准确判断项目全生命周期的收益情况？ 市场常态化机制输出的价格信号是由该地区未来5-8年的电力供需情况所决定的，对未来供需关系的预测是否准确决定了项目收益的大小。

（5）能否准确制定充放电策略？ 交易日谷价何时出现，高峰时段几何，是否会出现异常天气影响电力供需情况？充放电交易策略的制定是决定当日储能电站收入的最重要的因素。

目前，我国山东、甘肃等多个省份进行了独立储能以市场主体身份参与电力现货市场的路径探索。随着独立储能参与现货市场，如何在现货场景下获取较好的收益，是每个参与此市场的储能电站的关键问题。

以山东为例，目前该省的独立储能电站收益模式为

容量租赁费用+电力市场交易收益+容量补偿费用。

其中， 电力市场交易收益=结算收入-电力系统费用-电能量损失费用-超额获利回收费用 ， 与电力现货市场中，独立储能电站的充放电策略密切相关。

现阶段，山东省独立储能交易需要提供两种策略： 储能申报策略和储能执行策略 (96点充放电功率数据)。

（1）储能申报策略时机： D-1日12点前，根据披露数据预测的日前价格和实时价格，生成D日的储能申报策略并上报。 

（2）储能执行策略时机： D日的日前价格出清后（D-1日18:00之后），基于日前出清价格预测得到实时价格，生成D日的储能执行策略并下发执行。

截至2023年底，山东已有24家独立新型储能电站、2家配建储能，进入电力现货市场交易。 在电力现货市场中，交易申报、运行策略，直接决定了独立储能电站在电力市场交易中的收益收益水平。

王云杉列举了5座山东省独立储能电站2023年的电力市场收益情况，其中市场化交易方面，5座电站中， 最高收入为1196万元，最低收入为711万元 ，平均收入为954万元。而容量补偿收益差别不大，5座电站的平均值为728万元。

储能电站参与电力现货市场后，获取的收益水平与其充放电策略密切相关。高效的策略，意味着更高的收入水平。

针对充电策略的问题，王云杉指出，应用人工智能交易决策模型进行交易申报和运行决策，可大幅提升独立储能电站的实际收益水平20%~40%。王云杉以其公司代理的某独立储能电站（100MW/200MWh）为例，该电站运用相关策略后，2024年1月，市场化交易净收入为160.6万元，日均收益为5.18万元；2024年2月，市场化交易净收入为163.72万元，日均收益为6.06万元。

储能如何在电力市场环境下获得更大发展空间，李司陶强调：要明确市场需求和收益机制，着手提升对电力市场的适应能力，强化市场环境下的项目收益率和估值预测能力，并积极向海外国家学习经验。

（1）首先明确核心问题， 现有市场会为什么样的产品和服务付费，付多少。 在调频、转动惯量、长时储能等多个市场下，进入哪个市场，是否值得进入。以调频市场为例，2023年调频总费用大约为100亿， 但是 火电 等 其他类型 主体 会对市场进行分割，还有多少能分给储能 ？ 需要 细致测算， 并 以此为基础 研究 项目盈 利 情况 和 技术路线 选择。

（2）其次，需 着手提升对电力市场的适应能力 。不同地区的市场规则不同，出清价格上下限多少，是否有高边际成本补偿，是否允许报量报价，储能是否也采用节点电价？都需要进行充分地学习了解并对市场行情进行预判，当前价差空间几何，未来3-5年的空间又是多少。如何制定充放电策略？

（3）此外，还需 强化市场环境下的项目收益率和估值预测能力 ，投前如何进行全生命周期的准确判断？运营时如何对项目经营业绩达不到前期预测，进行预警和处置？交易时如何公允估计项目价值？

李司陶还建议要积极向海外国家学习经验，项目投资方面学习强风险下的前期工作方法论；交易策略方面学习如何预测价格、制定充放电策略；项目运维方面学习如何按市场价格波动情况，安排检修。

王云杉则针对电力现货市场环境下，如何利用人工智能技术辅助交易提出建议：

（1）在电力现货市场场景下，人工智能技术成为交易辅助工具乃至部分取代交易员职能的情况必定在不久的将来发生 。

（2）除了储能，新能源交易、售电交易均将成为人工智能交易技术的主要应用场景。

（3）电力工业领域也将随着人工智能技术的飞速进步，在特定的领域逐步引入人工智能技术进行垂直应用，新型电力系统中人工智能技术可能扮演重要角色。