中國儲能網(wǎng)訊：近日，國家能源局公布了《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》，面向社會公開征求意見。經(jīng)過五年的電力現(xiàn)貨試點后，這一文件的出臺意味著現(xiàn)貨市場建設(shè)將在全國加速推進。試點地區(qū)尤其是首批電力現(xiàn)貨試點形成的市場建設(shè)經(jīng)驗體現(xiàn)在此次文件中，并將推廣到全國。第二批現(xiàn)貨試點以及其他非試點地區(qū)可以按照《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則》中明確的市場設(shè)計要點、試運行推進步驟和政策編制要求來建設(shè)本區(qū)域的電力現(xiàn)貨市場。
就儲能來看，《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》規(guī)定，推動儲能、分布式發(fā)電、負荷聚合商、虛擬電廠和新能源微電網(wǎng)等新興市場主體參與交易，并將儲能納入電力市場成員行列，雖然著墨不多，但也是對已有實踐的認可。
2022年初，山東省在全國率先引入儲能電站進入電力市場實際參與現(xiàn)貨交易。山西省在2022年將獨立儲能參與現(xiàn)貨市場的詳細規(guī)則寫入《山西省電力市場規(guī)則匯編V12.0》，但目前儲能電站尚未實際參與。山東、山西兩省均在現(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行較長時間后引入儲能，與之相比，非試點市場青海省則試圖“一步到位”，在2022年11月公布的《青?，F(xiàn)貨電能量市場交易實施細則（初稿）》中就為儲能參與現(xiàn)貨市場設(shè)計了詳細的規(guī)則。無論是各地實踐還是國家出臺的政策文件，都預(yù)示著未來儲能電站將普遍參與到各省區(qū)電力現(xiàn)貨市場中。
不過，電能量現(xiàn)貨市場收益只是儲能電站收益的一部分。從山東、山西兩省的實踐看，國內(nèi)獨立儲能電站收益也將與英、美等國類似，以疊加方式獲取多重收益。目前山東省獨立儲能電站獲得收入的渠道包括電能量現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場和儲能租賃，山西、青海等省區(qū)儲能主要通過輔助服務(wù)市場獲利，后續(xù)收益渠道將增加。與此同時，儲能可以參與的輔助服務(wù)品種在逐漸增加，例如山西允許儲能參與一次調(diào)頻市場，西北地區(qū)正在建設(shè)調(diào)峰容量市場。
盡管以上收益還遠達不到英美成熟電力市場下儲能電站的收益水平，但在電力市場建設(shè)提速的背景下，以疊加方式獲取多重收益的獨立儲能電站預(yù)計將更加普遍。
相比之下，新能源側(cè)配套儲能的收益則缺乏想象空間。
從收益渠道看，新能源配套儲能主要收益的來源是幫助新能源場站減少棄風(fēng)棄光損失、減少輔助服務(wù)和并網(wǎng)運行管理方面的考核費用。在現(xiàn)貨市場環(huán)境下，新能源可以與配套儲能電站聯(lián)合運行參與現(xiàn)貨交易。但總體來說，新能源側(cè)儲能收益水平較低，收益來源較少，成本主要由新能源企業(yè)內(nèi)部消化。另外，國家發(fā)展改革委曾經(jīng)發(fā)布政策允許符合條件的新能源配套儲能轉(zhuǎn)為獨立儲能，但如果新能源業(yè)主最初為了滿足強配要求只建設(shè)了規(guī)模較小的儲能電站，也有可能達不到參與電力市場的門檻而缺失一項重要的收入來源。
電力市場可以將電力生產(chǎn)各個環(huán)節(jié)的成本向下游疏導(dǎo)，為儲能電站提供可以發(fā)揮更大價值并獲取更高回報的空間。但與此同時，下游的電價承受能力也是影響儲能電站收益水平的重要因素。對于儲能成本的疏導(dǎo)，有政策制定者提出，短期內(nèi)不宜引起市場用戶用電成本明顯增長。由此看來，獨立儲能電站大規(guī)模接入電網(wǎng)參與電力市場后，其收益水平的提升也將是一個長期過程。
