近日，国家电投海阳101兆瓦/202兆瓦时储能电站成功完成山东电力现货市场交易，成为全国首批参与电力现货市场的独立储能电站。
同期，山东电力交易中心发布省内海阳国电投、华电滕州新源、三峡新能源(庆云)3座独立储能电站注册生效信息，标志着上述3座电站已具备自主参与电力市场交易资格。
自此，“独立储能电站参与电力现货市场交易”的序幕正式拉开。业内专家认为，此举不仅可以提升电力系统供需平衡能力，还可为储能行业发展探索一套全新商业模式，助力储能释放综合应用价值。
为储能电站增加可观收益
独立储能电站灵活度高，可作为电源参与电力现货市场，实现盈利。“在电力现货市场交易中，独立储能电站可通过电价波动，赚取电力现货市场交易发电侧的峰谷价差。”山东电力工程咨询研究院智慧能源事业部设计总工程师裴善鹏说。
“在未参与电力现货市场之前，独立储能电站买电平均电价高于卖电平均电价，储能企业盈利空间较小。而参与电力现货市场后，交易一度电可赚0.42元。根据测算，一座独立储能电站参与电力现货交易市场一年可赚取数千万元，非常可观。”裴善鹏进一步指出。
在清华大学电机系副教授钟海旺看来，除获得峰谷价差套利之外，独立储能电站还可通过参与电力现货市场中的容量市场、辅助服务市场，获得相应收益。如在容量市场，其相应收益来源就有作为备用容量的经济补偿与被调用后的能量收益两部分。
记者了解到，山东已针对独立储能实施“容量补偿机制”。根据2020年国家能源局山东监管办公室、山东省发改委、山东省能源局联合印发的《山东省电力现货市场基本规则(试行)》，储能作为发电电源，享受同质同价的容量补偿。
山东在用户侧电网代购电价构成中也明确标注，储能享受与其他市场主体一致的容量补偿电价——0.0991元/千瓦时。
“山东电力现货市场实施容量电费机制后，只要参与电力现货市场的可控可调发电电源，每年都可获得几千万元收益。”裴善鹏说。
在中关村储能产业技术联盟研究经理郭凡看来，山东首批独立储能电站参与电力现货市场交易，是电力市场政策与时俱进的结果。“允许像储能这种调节性资源参与到电力市场当中获利，反映出市场对储能价值的认可。”
助力提升电力系统平衡能力
当前，国家层面鼓励储能参与各类电力市场。专家指出，山东之外，南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西等电力现货市场试点地区均应尽快推进储能参与电力现货市场相关工作。
作为既可以充电又可以放电的新型电力市场“玩家”，独立储能的入市有助于提升电力系统供需平衡能力。
“独立储能参与电力市场能够为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，还可以显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分布式电力及微电网发展。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心研究员张锋对记者说。
如通过参与辅助服务市场，储能电站可以更好平滑发电侧出力波动，或作为用户侧后备电源，进一步提升电力系统安全性和可靠性。
“独立储能电站如果接受电网统一调控，则具有更大的全局性价值，使电力系统由实时的电力平衡发展为长期的电量平衡，增强系统的灵活性，为高比例可再生能源的接入提供良好条件。”钟海旺说。
市场身份和回报机制仍待明确
在郭凡看来，储能参与电力市场及现货市场，最重要的就是要有独立主体身份。“否则，储能充电的时候要注册成用户，放电的时候要注册成发电主体，这就意味着储能电站要进入电力市场需要跨过两道“槛儿”，其复杂程度也是其他市场主体的两倍。但若储能在市场上拥有独立身份、规则和结算办法，参与电力市场就有了更加便利的条件。”
据记者了解，目前虽然国家层面已明确了储能的市场主体身份，但在实操层面，储能电站独立参与电力市场，特别是电力现货市场，还存在一定政策壁垒。虽然部分地区出台了相关规定或市场规则，允许储能独立参与电力市场，但真正付诸实践的案例并不多。
钟海旺同时指出，当前储能参与电力市场还缺乏回报机制。“根据2020年2月国家发改委印发的《省级电网输配电价定价办法》，明确规定抽水蓄能和电化学储能设施不计在电网资产折旧范围内，这使得发展电网侧储能的积极性受到了一定打击。”
“事实上，就目前调研情况来看，独立储能电站参与电力市场整体而言还不足以满足储能项目的回报要求。”张锋坦言。
裴善鹏建议，下一步要加快完善储能参与电力市场机制，完善储能参与电力辅助服务市场的细则，建立电力现货市场下的储能价格形成机制。规范交易品种、明确价格机制、激发市场活力，提高储能项目收益水平。推动储能在电力现货市场发挥作用，鼓励“共享储能”等商业模式创新。
