電力現貨市場是大型儲能規模化發展的必備條件

新型儲能是構建新型電力系統的重要技術，是實現碳達峰碳中和目標的重要支撐，也是催生國內能源新業態、搶占國際戰略新高地的重要領域。“十三五”以來，我國新型儲能行業整體處于由研發示范向商業化初期的過渡階段，在技術裝備研發、示范項目建設、商業模式探索、政策體系構建等方面取得了實質性進展，市場應用規模穩步擴大，對能源轉型的支撐作用初步顯現。

新型儲能技術按照應用場景可分為表前儲能和表后儲能。常規含義理解，表前儲能是指與電網直接相連、有獨立的功率和電量計量表的儲能，反之，則為表后儲能，例如用戶側儲能和新能源場站內儲能。從商業模式來看，表前儲能應具有獨立市場主體身份、獨立參與市場報量報價、直接接受調度、獨立結算，也可稱為獨立儲能。

隨著我國“雙碳”目標的推進，疊加各地 “強配”儲能的要求，表前儲能拉開了大規模開工建設的帷幕。這些儲能系統普遍規模大，百兆瓦“共享型”或“獨立型”的新型儲能電站如雨后春筍般相繼破土動工。因此，表前儲能也被稱為大型儲能，業內簡稱為“大儲”。如何解決“大儲”的收入是各地規制機構面臨的共性問題，包括按照裝機補貼、保證充放電小時數、規定充放電價差、設計特殊的中長期交易模式等各類定制化政策層出不窮，特別是誰來支付“大儲”的收入更是頭疼的問題。實際上，以電力現貨市場為核心的電力市場體系才是解決大型表前儲能收入模式的終極解決方案，為“大儲”提供商業化可持續發展的市場環境。

“大儲”在電力現貨市場中的運營模式

對于表前“大儲”而言，當沒有現貨市場時，往往由當地電力主管機構給定充放電價格、次數、經濟補償等。這些定制化政策存在較大隱患，一是政策不穩定，任何管制電價都存在調整的風險，特別是將成本作為定價基礎，當成本下降時，價格必然會受之影響；二是政策不到位，儲能補貼的付費主體不明，當強制要求某類主體承擔補貼費用時，在沒有明確經濟責任的情況下，必然會產生糾紛，另外，儲能是否被調用是由當時電力系統的運行需求決定的；三是存在惡性競爭，固定補貼或以示范方式確定個別項目享受政策，很可能出現劣幣驅逐良幣的狀況。

電力現貨市場及其價格機制給予了“大儲”生存“土壤”。電力現貨市場逐步走向成熟，最關鍵的要素是價格，即電力現貨市場能夠形成反映具有時間和地點屬性的供需價格信號。國內電力現貨價格形成機制普遍采用節點邊際電價模式，即在輸電網的節點形成全日96時段的價格。與計劃體制下的以成本為基準的定價方式不同，電力現貨市場的價格反映了電力系統的實時供需，即在每個市場出清時段，根據發電側電源的申報價格和電源運行參數、負荷側的量價、輸電網安全約束等因素，由考慮安全約束的機組組合和經濟調度的標準算法來優化發電方式，由此形成市場的節點邊際電價。

現貨市場價格由供需決定。在供應方面，視不同省份的電源結構，包括煤電、燃氣、風電、光伏、抽水蓄能、外來電等各類電源的發電和成本特性決定；在需求方面，不同時段、不同位置的電力負荷影響需求。現貨市場價格不僅每時段（15 分鐘間隔）在變化，工作日、節假日、不同季節、不同年份的價格水平也在變化，如山東在供熱期的日內現貨價差要比夏季價差高1倍以上。在新能源裝機快速發展、煤電裝機謹慎增長、煤價氣價一次能源長期看漲的宏觀背景下，當前的“鴨子曲線”可能會演變成“鴕鳥曲線”，未來的現貨價格水平和特征都必然與現在有較大差異。

山東是首批電力現貨試點省份之一，在國內開創了“大儲”作為獨立市場主體參與電力現貨市場的先河。“大儲”在現貨市場中的主要商業模式是價差套利，即現貨價格低時充電，現貨價格高時放電，通過發電收入和充電成本之差的利潤實現凈效益。山東也是國內現貨市場中價差較高的省份之一，2021年供熱期，日內高價差均值超過600元/MWh，包括山西、蒙西等其他現貨試點省份也逐步引入“大儲”參與電力現貨市場交易。

目前 “大儲”參與市場的典型流程如下，在日前（D-1日），“大儲”預測運行日（D日）所在節點的全日96時段節點邊際電價，根據其功率、電量和效率，優化運行日的時序充放電計劃，提交給市場運營機構，當通過安全校核后，“大儲”在運行日（D 日）就按照其日前提交的充放電計劃運行。在D+3日，根據分時段的充放電功率和相應的節點邊際電價進行結算。

在電力現貨市場價格機制的引導下，商業化“大儲”經濟目標與電力系統運行和電力市場優化的目標一致。一方面，儲能必然選擇現貨價格低的時段進行充電，最小化充電的購電成本，對市場而言，價格低的時段，必然是電力供應相對充足而需求相對不足的時段，通常也伴隨著新能源大發甚至棄電的情況，例如山東在中午12點左右經常性出現價格低點，甚至負價格。該時段是光伏發電較高時段，低價時段引導儲能充電，充電即為市場中的負荷需求，負荷的需求增多有利于對新能源的消納。另一方面，儲能必然選擇現貨價格高的時段進行放電，最大化放電的發電收入，對市場來講，價格高的時段，必然是供需緊張的時段甚至缺電，例如山東在傍晚18點經常性左右出現日內價格高點，這個時段正是光伏發電幾乎為0，負荷需求出現高點，由高價的煤電機組作為邊際定市場價格。儲能在該時段放電，形成了一種低成本的發電資源，有利于保障電力供應。

電力市場體系包含電能市場、輔助服務市場和容量成本回收機制。在現貨市場中的“大儲”，由于其獨立市場主體身份，不僅能夠在電能市場中套利，還能夠獲得輔助服務和容量收入。由于快速、精準的功率控制能力，儲能是優質的輔助服務資源，其調頻、備用能力都優于常規發電機組。如果典型的2小時鋰電儲能在日內一充一放參與4小時的電能量市場，則全天約有20小時處于閑置狀態，那么在分時段出清的調頻市場中，可以利用閑置時段中標調頻服務獲得調頻收入。在價格高、負荷需求高的時段，儲能處于放電狀態，具備一定的頂峰功能，可以獲得容量補償，但考慮到放電電量的限制，可補償容量會受到影響。

表前“大儲”的發展建議

從上述分析可知，電力現貨市場是規模化“大儲”的必備外部環境，主要體現在 ：

一是儲能的收益完全由所處的市場決定而非管制電價政策。在電力現貨市場建設之前，儲能的收入和成本掛鉤，管制型電價普遍低收益率。在現貨市場中，價格作為其核心要素由市場競爭形成，由機組組合、經濟調度、節點邊際電價的明確算法計算。當充放電價格不再被管制型電價的成本“錨定”，即儲能的收入和成本“脫鉤”。如果儲能的造價持續降低，在現貨套利收入水平不變的情況下，對于適時進入市場的儲能投資商來講，儲能在現貨市場中有機會獲得較高的收益率，甚至短期暴利的可能。但市場規制機構也不必為個別投資商的暴利擔憂，因為在開放的市場環境下，暴利不會持久，必然會有更多進入者參與競爭，最后形成所有參與主體在可接受的合理利潤率的狀態下的競爭態勢。

二是儲能發揮能力的空間更大。“表后”型的儲能一定受制于發電側或者用戶側的運營模式，無法充分發揮儲能的技術功能，經濟價值無法實現最大化。儲能不再藏在“表后”而是走到“臺前”，在現貨市場中的大儲有獨立的主體身份，即獨立投標、接受直接調度、獨立結算，可以在電能市場、輔助服務市場中自主選擇綜合效益高的交易模式，在具備優化交易能力的情況下，能夠充分發揮儲能的技術優勢以獲得更高的經濟效益。

三是儲能參與現貨能夠實現多贏。一是儲能贏，在高價差的電力現貨市場中，通過獲得多種收益，實現高收益率；二是系統贏，價格信號引導儲能的充放電行為，直接有利于新能源消納和電力保供，儲能參與調頻和備用能夠提升系統運行安全性；三是政府贏，政府不用再需要設置管制型電價或示范項目政策，而是以“無形之手”發力于電力市場的建設。

四是自發形成規模化的商業化“大儲”。在現貨市場價格的驅動下，儲能投資主體會自發評估“大儲”的投資收益率，選擇有利于儲能收益的價差高的省級現貨市場，投資主體主動進行投資，如果價格信號體現出不需要儲能資源，投資行為自然會有減少。自主投資行為一方面有利于保證儲能投資商的收益，另一方面避免由于政府盲目強制配套要求，最后導致用戶的經濟效益損失。

當然對于“大儲”投資商來講，現貨有風險、入市需謹慎。無論是存量“大儲”還是未來新建“大儲”，現貨市場價格或價差是“大儲”盈利的關鍵點。對于存量“大儲”，需要在日前預測運行日的現貨市場價格，能夠低買高賣的關鍵基礎就是準確預測次日的市場價格。對于未來新建“大儲”，投資商需要認真預測未來的十年現貨市場價格。未來的現貨市場價格和當前相比可能呈現很大差異，用歷史價格評估未來儲能收益存在較大的風險或者錯失機會。在評估未來“大儲”經濟性時，還需要考慮“大儲”間的競爭影響。當大量的“大儲”以最大收益為目標在現貨低價時段充電和高價時段放電，對市場來講，等同于有大量的增量負荷在低價時段用電和大量的增量電源在高價時段發電，對價格的影響將是低價升高和高價降低，進而市場價差也會降低，導致市場中所有“大儲”的電量套利的盈利性都將下降。

在市場價格機制缺乏的情況下，儲能只能藏身于發用主體的內部，當做輔助技術手段，為單一主體服務。電力現貨市場的建設為真正實現商業化儲能的規模化發展提供了市場環境。對于市場建設者，應加快推動電力現貨市場的發展和普及，形成反映電力供需的真實價格信號，助力“雙碳”目標發展。對于儲能投資商，應認真研究市場，量化分析市場價格，規避價格風險，提升儲能收入。
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