新型储能纳入电力中长期市场

进一步拓展储能项目收益空间，激发投资热情。

国家发改委9月2日发布关于《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》（以下简称“意见稿”），明确电力中长期市场成员包括新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网等）。

此次发布的意见稿对储能产业而言，绝非简单的“允许入场”，而是一次从“配角”到“主角”、从“成本项”到“盈利项”的深刻变革。中长期市场稳定的价格预期，将进一步拓展储能项目收益空间，激发社会资本对储能的投资热情。

具备多重积极意义

国家发改委、国家能源局先后于2016年、2020年制定、修订《电力中长期交易基本规则》，奠定我国电力中长期市场规范运行的基础。

“作为电力市场‘1+N’基础规则体系的重要组成部分，《电力中长期交易基本规则》时隔5年启动修订，将新型主体纳入交易范围，一方面是保持电力市场体系建设的一致性和完整性，另一方面是推动能源结构转型，促进市场公平竞争的重要举措。”中关村储能产业技术联盟高级政策研究经理张佳宁表示。

传统电力中长期交易以火电、水电等常规电源为主，储能和虚拟电厂等新型主体的参与权受到限制。张佳宁认为，意见稿从国家层面将储能纳入市场主体范围并明确其参与方式，不仅打破了市场壁垒，让各类灵活调节资源公平参与交易，还为储能、虚拟电厂带来更多的市场机遇，拓展其市场化收益空间。此外，新能源大规模进入电力市场后，基于发电特性，其在参与市场时，发电量和价格预测存在较大不确定性，新能源场站可通过配置储能降低市场交易风险，提升在电能量市场中的竞争力。

华北电力大学教授郑华告诉《中国能源报》记者，随着我国电力市场化改革的深入推进，市场机制与政策在电源侧（卖方）的持续完善，正推动电力市场由单边卖方主导向双边多元化市场加速演进。这一转变旨在通过源荷双向互动，充分激发系统各侧资源的优化配置潜力，为新能源大规模消纳和电力安全可靠供应提供坚实支撑，进而推动新能源实现从“第一装机主体”向“第一电量主体”过渡转型。

在实践中推动落地参与

推动多主体参与是电力市场改革的重要方向。虽然2020年发布的《电力中长期交易基本规则》，早已明确市场成员包括储能企业，但从实践看，落地实施仍面临一定困难。

“现阶段，中长期市场峰谷套利空间相对有限，因此短期内鲜有储能电站真正参与中长期市场。”张佳宁坦言，目前储能电站市场化收益仍以现货和辅助服务为主。

随着全国统一电力市场建设推进和市场规则持续完善，各地逐步探索破局路径，推动储能从“配建项目”转向“经营主体”。新疆维吾尔自治区发改委2023年8月印发《新疆电力市场独立储能参与中长期交易实施细则（暂行）》，提出独立储能企业参与市场交易初期仅参与月度市场，充电时通过月度双边直接交易购买合同，放电时通过月度双边直接交易、电网代理购电交易售出合同。市场交易初期充电时仅与新能源企业进行交易，放电量视为新能源电量。张佳宁指出，根据实际调研，新疆独立储能参与中长期市场的平均价差约0.4元/千瓦时，价差收益处于中上等水平。

今年3月，中广核贵州安顺关岭新能源有限公司月亮湾储能与贵州金元智慧能源有限公司签订贵州电力市场首份独立储能中长期交易合同。至此，独立储能正式进入贵州电力市场。其首份合同合约为期1个月，电量为充电200万千瓦时、放电160万千瓦时，充放电价格按合同执行，该储能企业后续可参与更多的月度、月内中长期交易以及调频、调峰辅助服务市场。

今年8月，国家能源局西北监管局发布《西北区域跨省电力中长期交易实施细则——新型储能交易专章（征求意见稿）》，提出独立储能电站作为经营主体，以批发用户和发电企业双重身份参与跨省电力中长期交易。

郑华指出，意见稿的出台标志着我国电力市场体系建设进入一个新阶段。“它构建了一个更高效、更灵活、更开放的交易框架，能够更好地与现货市场衔接协同，推动电力资源在全国范围内实现优化配置。”

进一步完善交易细则

从“允许入场”到“顺畅交易”，还需要做哪些工作？

郑华指出，意见稿与2020年颁布的《电力中长期交易基本规则》（简称“旧版规则”）相比，体现出更强的理性、客观性与可操作性——在交易范围内，新版规则新增跨经营区交易，打破地域壁垒，为更大范围的资源优化配置提供制度基础；在权责界定上，权利与义务分开表述，更方便执行和落地；在交易品种上，新版规则将月度交易明确定义为“次月、次月至当年年底内（含特定月份）的电量交易”，与旧版中“以某个月度为标的”相比，灵活性显著增强。“这有利于经营主体根据供需变化动态调整持仓，增强市场流动性，并实现中长期交易与现货市场在时间尺度上的平滑衔接与过渡。”

“比规则完善更重要的是理念转变，要充分相信并发挥市场在资源配置中的价值与作用，赋予各类经营主体公平的市场地位和竞争机会。”在郑华看来，当前，我国电力市场建设正处于从“试点示范”向“全面落地”深化过渡的关键阶段，尽管众多省市的市场运营规则已在文本层面多有涉及储能、虚拟电厂等新型经营主体，但真正执行、实质性参与仍是少数，尚缺乏与之配套的、可管理长期风险和稳定收益预期、各环节衔接通畅的电能量市场机制。

技术层面，储能、虚拟电厂等新型经营主体的高比例接入，在增强电力系统调节能力与运行灵活性的同时，也会对系统运行与市场机制带来全新挑战。对此，郑华指出，当新型经营主体规模达到或超过全网或局部电网最大负荷的一定比例时，其行为将从传统的“被动响应”转变为“主动影响”。比如，不当的储能充放电行为会对系统运行和市场运营带来潜在冲击和风险，这既需要更具智慧的运行调控、更协同灵活的市场机制、更及时透明的信息披露与更高效有力的市场监管，也对储能、虚拟电厂等新型经营主体在选址定容的科学性、聚合优化的精准度及智能运营的先进性等方面，提出更高标准的要求。

文丨本报记者 卢奇秀

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出品 | 中国能源报（cnenergy）

编辑丨闫志强