独立储能参与电力现货市场走出第一步

2022年2月底和3月初，位于山东省的留格国投储能电站、滕源华电储能电站、关家三峡储能电站和全福华能储能电站先后在电力交易中心完成注册公示，正式成为山东省电力现货市场的交易主体。这四个电站自此成为全国首批参与电力现货市场的独立储能电站。

山东电力现货市场从2022年1月1日开始长周期连续结算试运行。为配合储能的参与，2022年的现货市场交易规则也作出相应调整，新增独立储能设施参与市场的准入、注册、出清顺序、容量补偿、结算等多项内容。

根据《山东省电力现货市场交易规则(试行)（2022年试行版V1.0）》，独立储能电站充电功率目前应不低于5兆瓦，持续充电时间不低于2小时。调频辅助服务市场与现货市场分开运行，协调出清，储能电站可以自主选择参与调频市场或者以自调度模式参与电能量市场。

在电能量市场中，储能电站报量不报价，在满足电网安全稳定运行和新能源消纳的条件下优先出清。在调频市场，储能电站须与发电机组同台竞价。结算上，独立储能电站被纳入发电侧批发市场结算，和发电机组同样享受容量补偿。

2021年，山东省曾出台扶持政策，允许储能在参与调峰辅助服务市场时优先出清、按固定价格补偿，并奖励优先发电量计划，使储能电站通过发电权交易获利。但现货市场运行期间，调峰市场不再运行，原有政策不再适用，山东省因此选择走新路，推动储能参与电力现货市场。

现货市场环境下，独立储能电站获利方式将更加灵活。调频市场和电能量市场可以二选一，储能电站可以根据对于市场的预判灵活选择对自己最有利的交易品种。目前山东调频市场价格上限已从8元/兆瓦提高至12元/兆瓦。电能量市场日最高电价价差已经超过1元/千瓦时，远高于上一年的调峰补偿标准0.2元/千瓦时，套利空间更大。如果运营储能电站的企业能够正确制定竞价策略，其收益有望进一步提升。

在为新能源场站配套建设储能的要求下，近两年储能电站的规划和在建规模正在飞速增长，但相当多储能电站都缺乏成本回收渠道。现货市场建设的进展则为储能获利增加了希望。尽管目前只有山东首先尝试，但许多其他现货试点省份的新能源企业也已经开始测算储能参与现货市场的收益情况。有从业者告诉笔者，在山西现货市场规则下，储能在投资期内已有实现盈亏平衡的可能性，而在甘肃，由于现货市场价差有限，暂时还算不过经济账。

广东市场也将有所行动。2022年2月底，南方能监局印发《关于加强南方区域新型储能发展应用监管工作的通知》，提出支持新型储能作为独立市场主体参与电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场。同样在2月，规模为1.3GW/2.6GWh的台山核储互补电化学储能电站和规模为200MW/MWh的华电坪石电化学储能电站先后对外宣布完成备案。这两个项目不同于目前广东最为常见的火储联合调频或是用户侧储能项目，也没有强制配套储能的政策驱动，显示出发电企业和项目合作方对于广东市场的乐观预期。  

近期，国家发改委已经发文要求加快推进电力现货市场建设，第一批试点地区原则上2022年开展现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行，其他地区须尽快上报现货市场建设方案。

电力现货市场的建设充满挑战，但如果山东能够率先走通独立储能参与现货市场这条路，形成稳定的商业模式，其他地区吸纳独立储能作为现货市场主体的节奏就可能加快，现货市场有望成为储能发挥自身价值的重要舞台。

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