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储能、虚拟电厂的盈利模式模糊，经济性差，是行业长期“头痛”难题。深度参与现货市场交易，或是唯一解药。 近日，国家发展改革委、国家能源局关于印发《电力现货市场基本规则（试行）》的通知，该政策为我国首个电力现货市场基本规则，引发市场热议。但其实去年年底已经有征求意见稿出台，所以正式文件也在预料之内，整体未有大的原则性修改，但是和征求意见稿还是有些差异和侧重。 见智研究认为，可以重点关注以下内容： 市场经营主体放宽，储能打开了盈利通道 总则中第二条强调“市场成员包括经营主体、电网企业和市场运营机构。经营主体包括各类型发电企业、电力用户（含电网企业代理购电用户）、售电公司和新型经营主体（含分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等）；市场运营机构包括电力调度机构和电力交易机构。” 解读： 分布式发电纳入市场主体为何重要？过去分布式发电不纳入交易主体时，电网起了至关重要的作用，即电站需要把电先低价卖给电网，然后用户再从电网高价买回。 而分布式发电市场化后，电站不必再通过电网这个中介，可以直接以更高的价格卖给用户，既提高了电站持有者收益，也加快了新能源消纳。 储能参与现货交易同样好处很多。以独立储能为例，其获利方式包括：现货套利、容量租赁、辅助服务、容量补偿。这些盈利方式想落地，都需要深度参与电力现货市场交易。 例如，参与现货市场后，可以通过低价充电和高价放电来获得峰谷分时价差收益。也就是说电力现货市场越完善，储能在现货套利赚取的钱就会越多。其他盈利模式也一样是需要依托完善的电力现货交易平台。 目前全国各省份中，山东是全国首个电力现货市场试点省份，是走在最前面的。例如在2023年1-8月，山东省电力现货电价呈早晚高峰，中午低谷的特点，峰谷价差大，所以独立储能参与日内现货市场交易后，可以赚价差的钱，这是一种盈利模式。 只要参与了现货市场，就相当于打开了储能的收益渠道，盈利性问题将会得到改善。 重视市场结算，中长期与现货市场稳稳衔接 市场结算章节第84条显示：“电能量批发市场可以按以下两种方式结算：1）现货市场全电量按现货市场价格结算，中长期合同电量按中长期合同价格与中长期结算参考点的现货价格差值结算。2）中长期合同电量按中长期合同价格结算，并结算所在节点/分区与中长期结算参考点的现货价格差值，实际电量与中长期合同电量的偏差按现货市场价格结算。“ 解读： 因为中国和国外电力市场建设路径不同，国外是先建设现货市场，后建设中长期市场。而国内是先建设电力中长期交易的，现货交易为辅助。所以文件之所以浓墨重彩把结算方式写的最详细，篇幅最大，目的就是希望在加速推动现货市场建设时，避免结算方式混乱、冲突，使得中长期交易和现货市场实现更好的衔接。 探索容量补偿机制，同时又给各省留有空间 容量补偿机制与现货市场衔接第六十七条表示：各省（区、市）/区域要按照国家总体部署，结合实际需要探索建立市场化容量补偿机制，用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。开展现货市场的地区，要做好市场限价、市场结算、发电成本调查等与容量补偿机制的衔接。具备条件时，可探索建立容量市场。 解读： 容量补偿机制是对发电企业的装机容量或可用容量进行直接补偿以刺激发电投资的方法。 这点也有历史背景，因为过去传统发电方式是火电，但未来一定是新能源作为发电主体，传统火电也从主体电源类型转为调节型电源，而成为辅助角色后其发电利用小时数将下降，难以覆盖投资成本，所以随着传统火电转型，盈利模式也需要转变，需要容量市场机制来保障其成本回收，保障火电盈利稳定性。 此条规则即指明了各省的方向，又给各省留有空间，因为不同地区能源结构差异大，电力市场建设进度不同，所以并不能过分细化。 总体而言，此文件仍属于纲领性的顶层文件。但是已经明确鼓励多元经营主体参与，对于目前储能、虚拟电厂盈利模式不清晰困局，有巨大的推动作用。随着现货市场越来越完善，储能盈利难，虚拟电厂盈利模式不清晰等问题，都很快会得到解决。 |
