电力现货市场是大型储能规模化发展的必备条件

新型储能是构建新型电力系统的重要技术，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，也是催生国内能源新业态、抢占国际战略新高地的重要领域。“十三五”以来，我国新型储能行业整体处于由研发示范向商业化初期的过渡阶段，在技术装备研发、示范项目建设、商业模式探索、政策体系构建等方面取得了实质性进展，市场应用规模稳步扩大，对能源转型的支撑作用初步显现。

新型储能技术按照应用场景可分为表前储能和表后储能。常规含义理解，表前储能是指与电网直接相连、有独立的功率和电量计量表的储能，反之，则为表后储能，例如用户侧储能和新能源场站内储能。从商业模式来看，表前储能应具有独立市场主体身份、独立参与市场报量报价、直接接受调度、独立结算，也可称为独立储能。

随着我国“双碳”目标的推进，叠加各地 “强配”储能的要求，表前储能拉开了大规模开工建设的帷幕。这些储能系统普遍规模大，百兆瓦“共享型”或“独立型”的新型储能电站如雨后春笋般相继破土动工。因此，表前储能也被称为大型储能，业内简称为“大储”。如何解决“大储”的收入是各地规制机构面临的共性问题，包括按照装机补贴、保证充放电小时数、规定充放电价差、设计特殊的中长期交易模式等各类定制化政策层出不穷，特别是谁来支付“大储”的收入更是头疼的问题。实际上，以电力现货市场为核心的电力市场体系才是解决大型表前储能收入模式的终极解决方案，为“大储”提供商业化可持续发展的市场环境。

“大储”在电力现货市场中的运营模式

对于表前“大储”而言，当没有现货市场时，往往由当地电力主管机构给定充放电价格、次数、经济补偿等。这些定制化政策存在较大隐患，一是政策不稳定，任何管制电价都存在调整的风险，特别是将成本作为定价基础，当成本下降时，价格必然会受之影响；二是政策不到位，储能补贴的付费主体不明，当强制要求某类主体承担补贴费用时，在没有明确经济责任的情况下，必然会产生纠纷，另外，储能是否被调用是由当时电力系统的运行需求决定的；三是存在恶性竞争，固定补贴或以示范方式确定个别项目享受政策，很可能出现劣币驱逐良币的状况。

电力现货市场及其价格机制给予了“大储”生存“土壤”。电力现货市场逐步走向成熟，最关键的要素是价格，即电力现货市场能够形成反映具有时间和地点属性的供需价格信号。国内电力现货价格形成机制普遍采用节点边际电价模式，即在输电网的节点形成全日96时段的价格。与计划体制下的以成本为基准的定价方式不同，电力现货市场的价格反映了电力系统的实时供需，即在每个市场出清时段，根据发电侧电源的申报价格和电源运行参数、负荷侧的量价、输电网安全约束等因素，由考虑安全约束的机组组合和经济调度的标准算法来优化发电方式，由此形成市场的节点边际电价。

现货市场价格由供需决定。在供应方面，视不同省份的电源结构，包括煤电、燃气、风电、光伏、抽水蓄能、外来电等各类电源的发电和成本特性决定；在需求方面，不同时段、不同位置的电力负荷影响需求。现货市场价格不仅每时段（15 分钟间隔）在变化，工作日、节假日、不同季节、不同年份的价格水平也在变化，如山东在供热期的日内现货价差要比夏季价差高1倍以上。在新能源装机快速发展、煤电装机谨慎增长、煤价气价一次能源长期看涨的宏观背景下，当前的“鸭子曲线”可能会演变成“鸵鸟曲线”，未来的现货价格水平和特征都必然与现在有较大差异。

山东是首批电力现货试点省份之一，在国内开创了“大储”作为独立市场主体参与电力现货市场的先河。“大储”在现货市场中的主要商业模式是价差套利，即现货价格低时充电，现货价格高时放电，通过发电收入和充电成本之差的利润实现净效益。山东也是国内现货市场中价差较高的省份之一，2021年供热期，日内高价差均值超过600元/MWh，包括山西、蒙西等其他现货试点省份也逐步引入“大储”参与电力现货市场交易。

目前 “大储”参与市场的典型流程如下，在日前（D-1日），“大储”预测运行日（D日）所在节点的全日96时段节点边际电价，根据其功率、电量和效率，优化运行日的时序充放电计划，提交给市场运营机构，当通过安全校核后，“大储”在运行日（D 日）就按照其日前提交的充放电计划运行。在D+3日，根据分时段的充放电功率和相应的节点边际电价进行结算。

在电力现货市场价格机制的引导下，商业化“大储”经济目标与电力系统运行和电力市场优化的目标一致。一方面，储能必然选择现货价格低的时段进行充电，最小化充电的购电成本，对市场而言，价格低的时段，必然是电力供应相对充足而需求相对不足的时段，通常也伴随着新能源大发甚至弃电的情况，例如山东在中午12点左右经常性出现价格低点，甚至负价格。该时段是光伏发电较高时段，低价时段引导储能充电，充电即为市场中的负荷需求，负荷的需求增多有利于对新能源的消纳。另一方面，储能必然选择现货价格高的时段进行放电，最大化放电的发电收入，对市场来讲，价格高的时段，必然是供需紧张的时段甚至缺电，例如山东在傍晚18点经常性左右出现日内价格高点，这个时段正是光伏发电几乎为0，负荷需求出现高点，由高价的煤电机组作为边际定市场价格。储能在该时段放电，形成了一种低成本的发电资源，有利于保障电力供应。

电力市场体系包含电能市场、辅助服务市场和容量成本回收机制。在现货市场中的“大储”，由于其独立市场主体身份，不仅能够在电能市场中套利，还能够获得辅助服务和容量收入。由于快速、精准的功率控制能力，储能是优质的辅助服务资源，其调频、备用能力都优于常规发电机组。如果典型的2小时锂电储能在日内一充一放参与4小时的电能量市场，则全天约有20小时处于闲置状态，那么在分时段出清的调频市场中，可以利用闲置时段中标调频服务获得调频收入。在价格高、负荷需求高的时段，储能处于放电状态，具备一定的顶峰功能，可以获得容量补偿，但考虑到放电电量的限制，可补偿容量会受到影响。

表前“大储”的发展建议

从上述分析可知，电力现货市场是规模化“大储”的必备外部环境，主要体现在 ：

一是储能的收益完全由所处的市场决定而非管制电价政策。在电力现货市场建设之前，储能的收入和成本挂钩，管制型电价普遍低收益率。在现货市场中，价格作为其核心要素由市场竞争形成，由机组组合、经济调度、节点边际电价的明确算法计算。当充放电价格不再被管制型电价的成本“锚定”，即储能的收入和成本“脱钩”。如果储能的造价持续降低，在现货套利收入水平不变的情况下，对于适时进入市场的储能投资商来讲，储能在现货市场中有机会获得较高的收益率，甚至短期暴利的可能。但市场规制机构也不必为个别投资商的暴利担忧，因为在开放的市场环境下，暴利不会持久，必然会有更多进入者参与竞争，最后形成所有参与主体在可接受的合理利润率的状态下的竞争态势。

二是储能发挥能力的空间更大。“表后”型的储能一定受制于发电侧或者用户侧的运营模式，无法充分发挥储能的技术功能，经济价值无法实现最大化。储能不再藏在“表后”而是走到“台前”，在现货市场中的大储有独立的主体身份，即独立投标、接受直接调度、独立结算，可以在电能市场、辅助服务市场中自主选择综合效益高的交易模式，在具备优化交易能力的情况下，能够充分发挥储能的技术优势以获得更高的经济效益。

三是储能参与现货能够实现多赢。一是储能赢，在高价差的电力现货市场中，通过获得多种收益，实现高收益率；二是系统赢，价格信号引导储能的充放电行为，直接有利于新能源消纳和电力保供，储能参与调频和备用能够提升系统运行安全性；三是政府赢，政府不用再需要设置管制型电价或示范项目政策，而是以“无形之手”发力于电力市场的建设。

四是自发形成规模化的商业化“大储”。在现货市场价格的驱动下，储能投资主体会自发评估“大储”的投资收益率，选择有利于储能收益的价差高的省级现货市场，投资主体主动进行投资，如果价格信号体现出不需要储能资源，投资行为自然会有减少。自主投资行为一方面有利于保证储能投资商的收益，另一方面避免由于政府盲目强制配套要求，最后导致用户的经济效益损失。

当然对于“大储”投资商来讲，现货有风险、入市需谨慎。无论是存量“大储”还是未来新建“大储”，现货市场价格或价差是“大储”盈利的关键点。对于存量“大储”，需要在日前预测运行日的现货市场价格，能够低买高卖的关键基础就是准确预测次日的市场价格。对于未来新建“大储”，投资商需要认真预测未来的十年现货市场价格。未来的现货市场价格和当前相比可能呈现很大差异，用历史价格评估未来储能收益存在较大的风险或者错失机会。在评估未来“大储”经济性时，还需要考虑“大储”间的竞争影响。当大量的“大储”以最大收益为目标在现货低价时段充电和高价时段放电，对市场来讲，等同于有大量的增量负荷在低价时段用电和大量的增量电源在高价时段发电，对价格的影响将是低价升高和高价降低，进而市场价差也会降低，导致市场中所有“大储”的电量套利的盈利性都将下降。

在市场价格机制缺乏的情况下，储能只能藏身于发用主体的内部，当做辅助技术手段，为单一主体服务。电力现货市场的建设为真正实现商业化储能的规模化发展提供了市场环境。对于市场建设者，应加快推动电力现货市场的发展和普及，形成反映电力供需的真实价格信号，助力“双碳”目标发展。对于储能投资商，应认真研究市场，量化分析市场价格，规避价格风险，提升储能收入。
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