儲能是否盈利成為行業發展的制約條件，隨著國家不斷出臺政策支持儲能參與電力現貨市場，儲能正在電力現貨交易過程中嘗試新的盈利模式。國際能源網/儲能頭條解到，通過參與電力現貨市場，儲能電站年入數千萬不是虛幻的夢想，而是切實可行的一條新路徑。
山東獨立儲能電站已進入電力現貨市場
日前，山東發布關于獨立儲能設施注冊公示結果，國家電投海陽、華電滕州、三峽新能源慶云首批儲能系統項目進入電力現貨交易。緊接著，華能黃臺儲能電站也入市山東電力現貨交易。全國首批參與電力現貨市場的獨立儲能電站正在向人們展示儲能產業盈利的新方向。
據山東電力工程咨詢研究院智慧能源事業部設計總工程師裴善鵬根據山東的電價進行測算：獨立儲能電站在未參與電力現貨市場之前，按照當時的價格政策，作為購電用戶，以銷售目錄電價買電，平均電價為0.66元/千瓦時;以上網標桿電價賣電，平均電價為0.39元/千瓦時，儲能企業盈利空間很小。但參與電力現貨市場交易后，依托電力現貨交易市場發電側峰谷價差，獨立儲能電站企業開始有了盈利模式。從今年1-3月的運行情況看，山東電力現貨交易市場最低價格在-0.08元/千瓦時，最高電價約為0.5元/千瓦時，峰谷價差在0.42元左右，也就是說儲能企業交易一度電可賺0.42元。據此推算，一座獨立儲能電站參與電力現貨交易市場一年可賺取數千萬元，非常可觀。
新型儲能進入電力現貨交易市場，不僅可以提升電力系統供需平衡能力，還可為儲能行業發展探索一套全新商業模式，助力儲能釋放綜合應用價值，為新型儲能多模式、多途徑、多場景、規模化發展注入強勁動力。
隨著地方上獨立儲能電站參與電力現貨市場交易的開展，國家也出臺了相應的政策引導儲能參與電力現貨市場的局面在全國鋪開。
國家出臺新政鼓勵儲能參與電力現貨市場
2022年5月4日，上海市發改委轉發了《國家發展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》。文件對電力現貨交易市場建設的步驟和重點工作做了部署。其中對用戶側和電源參與現貨交易分別做出了規劃：
加快推動用戶側全面參與現貨市場交易。2022年3月底前，第一批試點地區參與中長期交易的用戶側應全部參與現貨交易。第二批試點地區和其他地區，應按照用戶側參與現貨市場設計市場方案。完善售電公司履約保函制度，根據售電公司提交的履約保函和資產情況，確定售電公司電力市場代理電量上限。推動購電曲線(含省內和省間)按照代理工商業用戶典型用電曲線、居民和農業用戶典型用電曲線確定。推動代理工商業用戶、居民和農業用戶的偏差電量分開核算，并按照現貨價格結算，電網企業為保障居民、農業用電價格穩定產生的新增損益(含偏差電費)，按月由全體工商業用戶分攤或分享。
這里的第一批試點和第二批試點是指：國家發改委、國家能源局于2017年8月發文，選擇南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個地區作為電力現貨交易市場第一批試點。試點于2019年6月底全面啟動模擬試運行，此后相繼推進按周、按月、按季度、按年連續結算;2021年4月底，兩部委再發文，選擇上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北等6省市為第二批電力現貨試點。
加快推動各類型具備條件的電源參與現貨市場。做好放開優先發用電計劃與現貨市場建設的銜接，配合優先用電計劃放開規模，同步推動各類型電源參與現貨市場。結合各地情況明確部分低價保障電源，優先用于保障居民、農業用電，鼓勵低價保障電源以外、暫未放開的優先發電電源自主選擇轉為市場化機組。引導儲能、分布式能源、新能源汽車、虛擬電廠、能源綜合體等新型市場主體，以及增量配電網、微電網內的市場主體參與現貨市場，充分激發和釋放用戶側靈活調節能力。認真落實電價市場化改革要求，燃煤發電電量原則上全部進入市場，現貨市場價格不受浮動范圍限制，2022年底前，可先針對部分電源建立容量補償機制，更好保障電力系統安全穩定運行。
由此可見，儲能作為獨立的市場主體參與電力現貨市場交易，在政策上已經掃清了障礙，儲能電站運營企業可以通過這種方式獲得更大的收益。
文件對統籌電力輔助服務交易與現貨交易提出重點：完善調頻輔助服務市場建設，加快備用輔助服務市場建設，可再生能源占比較高地區可探索爬坡等輔助服務新品種。加強調峰輔助服務與現貨市場的融合，現貨市場運行期間，在現貨市場內推動調峰服務。做好省間現貨市場與跨省跨區輔助服務市場的銜接，進一步促進富余可再生能源跨區消納。按照"誰受益、誰承擔"原則，加快推動輔助服務成本向用戶側疏導，在市場化交易電價中單列輔助服務費用。
此前儲能參與電力輔助服務往往沒有明確的收益，而影響儲能企業參與電力輔助服務的熱情，如今政策將單列輔助服務費用，儲能參與調峰將得到真金白銀的回報。
該文件還提出，有序推動新能源參與市場交易。落實新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總量控制要求，統籌推動綠電交易、綠證交易工作。構建主要由市場形成新能源價格的電價機制，推動新能源自愿參與電力交易，充分體現新能源的環境價值和系統消納成本，引導綠電中長期交易電價對標燃煤發電市場化交易電價，帶有綠證的綠電要合理設置交易價格下限。建立與新能源特性相適應的交易機制，滿足新能源對合同電量、曲線的靈活調節需求，在保障新能源合理收益的前提下，鼓勵新能源以差價合約形式參與現貨市場，按照現貨規則進行偏差結算，對由于報價原因未中標電量不納入新能源棄電量統計。
如此規則，有利于新能源企業在發電項目建設過程中配備一定比例的可使用的儲能，因為相關企業也同樣有利可圖。
儲能盈利模式被政策激活
國際能源網/儲能頭條(微信公眾號：chuneng365)初步統計發現，關于電力現貨市場交易政策，國家已經出臺很多，儲能產業的新的商業模式在政策的指引下被激活了。
今年1月18日，國家發改委、國家能源局發布《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，文件提出，電力市場還存在體系不完整、功能不完善、交易規則不統一、跨省跨區交易存在市場壁壘等問題。
這些問題制約了統一電力市場體系的建立。細數起來，針對電力市場體系的建立，國家已經屢次發文。
2002年發布的《國務院關于印發電力體制改革方案的通知》，正式啟動改革開放后的第一次電力體制改革。這次改革可概括為十六字方針“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”。
此次電改在“廠網分開、主輔分離”方面取得一定成就，“輸配分開、競價上網”卻未曾起步，無論在電廠周邊、區域、省內、跨省、跨區，還是在全國范圍，未能啟動電力市場體系和市場機制。全國范圍內，窩電和缺電并存，一方面棄水、棄光、棄風，另一方面時斷時續的“拉閘限電”。
在儲能在各個應用場景中的價值不斷被發掘后，棄水、棄光、棄風正在不斷得到抑制，新能源發電的消納能力不斷提升，但儲能的盈利模式一直有欠缺，如何讓儲能“物有所值、不可或缺”，也一直在困擾著儲能行業的發展。
2015年3月《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》開啟了第二次電改，期待解決交易機制缺失、價格關系沒有理順以及市場化定價機制尚未完全形成等問題。
經過六年的發展，一些試點省份省內市場發展迅猛，中長期及現貨交易積累了豐富的經驗，但跨省跨區交易及全國統一市場建設仍困難重重。
今年1月發布的《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》旨在實現三大目標，一是電力資源在更大范圍內共享互濟和優化配置;二是提升電力系統穩定性和靈活調節能力;三是推動形成有更強新能源消納能力的新型電力系統。
其中在“健全統一電力市場體系的交易機制”中，文件提出四項工作內容：規范統一市場基本交易規則和技術標準、完善電力價格形成機制、做好市場化交易與調度運行的高效銜接、加強信息共享和披露。在電力市場交易體系中還存在著現貨交易、中長期交易、輔助服務交易等不同交易體系的統籌發展，此次發布的文件可以說是對現貨市場交易體系的規范化做出了指引，同時也對各種儲能場景參與現貨市場交易，發展成熟的盈利模式提出了指引。
在3月3日發布的《關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》中對現貨交易試點提出要求：2022年6月底前，省間現貨交易啟動試運行，南方區域電力市場啟動試運行，研究編制京津冀電力現貨市場、長三角區域電力市場建設方案。
2022年4月10日,《中共中央 國務院關于加快建設全國統一大市場的意見》發布，其中提出“健全多層次統一電力市場體系，研究推動適時組建全國電力交易中心”。截至目前，全國共成立了北京、廣州南北兩大區域性電力交易中心，以及33個省級電力交易中心。此次提出適時組建全國電力交易中心，將推動電力資源在更大市場范圍內流通配置，進一步探索不同層次電力市場間的耦合發展路徑。
針對省間電力，2021年11月22日，國家電網正式印發《省間電力現貨交易規則(試行)》。規則的印發標志著我國構建“統一市場、兩級運作”的電力市場體系又邁出了堅實的一步，是中國電力現貨市場建設的重要里程碑。2022年3月3日，南方電網、南方能監局《中國南方區域電力市場工作方案》已發布。省間交易正在推進中。
《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》已經提出具體時間表：到2025年，全國統一電力市場體系初步建成，國家市場與省(區、市)/區域市場協同運行，電力中長期、現貨、輔助服務市場一體化設計、聯合運營，跨省跨區資源市場化配置和綠色電力交易規模顯著提高，有利于新能源、儲能等發展的市場交易和價格機制初步形成。到2030年，全國統一電力市場體系基本建成。
附文件1：《國家發展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》
