利好储能！国家发改委、能源局点名储能参与电力现货市场！

储能是否盈利成为行业发展的制约条件，随着国家不断出台政策支持储能参与电力现货市场，储能正在电力现货交易过程中尝试新的盈利模式。国际能源网/储能头条（微信公众号：chuneng365）了解到，通过参与电力现货市场，储能电站年入数千万不是虚幻的梦想，而是切实可行的一条新路径。

山东独立储能电站已进入电力现货市场

日前，山东发布关于独立储能设施注册公示结果，国家电投海阳、华电滕州、三峡新能源庆云首批储能系统项目进入电力现货交易。紧接着，华能黄台储能电站也入市山东电力现货交易。全国首批参与电力现货市场的独立储能电站正在向人们展示储能产业盈利的新方向。

据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根据山东的电价进行测算：独立储能电站在未参与电力现货市场之前，按照当时的价格政策，作为购电用户，以销售目录电价买电，平均电价为0.66元/千瓦时；以上网标杆电价卖电，平均电价为0.39元/千瓦时，储能企业盈利空间很小。但参与电力现货市场交易后，依托电力现货交易市场发电侧峰谷价差，独立储能电站企业开始有了盈利模式。从今年1-3月的运行情况看，山东电力现货交易市场最低价格在-0.08元/千瓦时，最高电价约为0.5元/千瓦时，峰谷价差在0.42元左右，也就是说储能企业交易一度电可赚0.42元。据此推算，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。

新型储能进入电力现货交易市场，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，为新型储能多模式、多途径、多场景、规模化发展注入强劲动力。

随着地方上独立储能电站参与电力现货市场交易的开展，国家也出台了相应的政策引导储能参与电力现货市场的局面在全国铺开。

国家出台新政鼓励储能参与电力现货市场

2022年5月4日，上海市发改委转发了《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》。文件对电力现货交易市场建设的步骤和重点工作做了部署。其中对用户侧和电源参与现货交易分别做出了规划：

加快推动用户侧全面参与现货市场交易。2022年3月底前，第一批试点地区参与中长期交易的用户侧应全部参与现货交易。第二批试点地区和其他地区，应按照用户侧参与现货市场设计市场方案。完善售电公司履约保函制度，根据售电公司提交的履约保函和资产情况，确定售电公司电力市场代理电量上限。推动购电曲线（含省内和省间）按照代理工商业用户典型用电曲线、居民和农业用户典型用电曲线确定。推动代理工商业用户、居民和农业用户的偏差电量分开核算，并按照现货价格结算，电网企业为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益（含偏差电费），按月由全体工商业用户分摊或分享。

这里的第一批试点和第二批试点是指：国家发改委、国家能源局于2017年8月发文，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为电力现货交易市场第一批试点。试点于2019年6月底全面启动模拟试运行，此后相继推进按周、按月、按季度、按年连续结算；2021年4月底，两部委再发文，选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点。

加快推动各类型具备条件的电源参与现货市场。做好放开优先发用电计划与现货市场建设的衔接，配合优先用电计划放开规模，同步推动各类型电源参与现货市场。结合各地情况明确部分低价保障电源，优先用于保障居民、农业用电，鼓励低价保障电源以外、暂未放开的优先发电电源自主选择转为市场化机组。引导储能、分布式能源、新能源汽车、虚拟电厂、能源综合体等新型市场主体，以及增量配电网、微电网内的市场主体参与现货市场，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。认真落实电价市场化改革要求，燃煤发电电量原则上全部进入市场，现货市场价格不受浮动范围限制，2022年底前，可先针对部分电源建立容量补偿机制，更好保障电力系统安全稳定运行。

由此可见，储能作为独立的市场主体参与电力现货市场交易，在政策上已经扫清了障碍，储能电站运营企业可以通过这种方式获得更大的收益。

文件对统筹电力辅助服务交易与现货交易提出重点：完善调频辅助服务市场建设，加快备用辅助服务市场建设，可再生能源占比较高地区可探索爬坡等辅助服务新品种。加强调峰辅助服务与现货市场的融合，现货市场运行期间，在现货市场内推动调峰服务。做好省间现货市场与跨省跨区辅助服务市场的衔接，进一步促进富余可再生能源跨区消纳。按照"谁受益、谁承担"原则，加快推动辅助服务成本向用户侧疏导，在市场化交易电价中单列辅助服务费用。

此前储能参与电力辅助服务往往没有明确的收益，而影响储能企业参与电力辅助服务的热情，如今政策将单列辅助服务费用，储能参与调峰将得到真金白银的回报。

该文件还提出，有序推动新能源参与市场交易。落实新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制要求，统筹推动绿电交易、绿证交易工作。构建主要由市场形成新能源价格的电价机制，推动新能源自愿参与电力交易，充分体现新能源的环境价值和系统消纳成本，引导绿电中长期交易电价对标燃煤发电市场化交易电价，带有绿证的绿电要合理设置交易价格下限。建立与新能源特性相适应的交易机制，满足新能源对合同电量、曲线的灵活调节需求，在保障新能源合理收益的前提下，鼓励新能源以差价合约形式参与现货市场，按照现货规则进行偏差结算，对由于报价原因未中标电量不纳入新能源弃电量统计。

如此规则，有利于新能源企业在发电项目建设过程中配备一定比例的可使用的储能，因为相关企业也同样有利可图。

储能盈利模式被政策激活

国际能源网/储能头条（微信公众号：chuneng365）初步统计发现，关于电力现货市场交易政策，国家已经出台很多，储能产业的新的商业模式在政策的指引下被激活了。

今年1月18日，国家发改委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，文件提出，电力市场还存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题。

这些问题制约了统一电力市场体系的建立。细数起来，针对电力市场体系的建立，国家已经屡次发文。

2002年发布的《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》，正式启动改革开放后的第一次电力体制改革。这次改革可概括为十六字方针“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”。

此次电改在“厂网分开、主辅分离”方面取得一定成就，“输配分开、竞价上网”却未曾起步，无论在电厂周边、区域、省内、跨省、跨区，还是在全国范围，未能启动电力市场体系和市场机制。全国范围内，窝电和缺电并存，一方面弃水、弃光、弃风，另一方面时断时续的“拉闸限电”。

在储能在各个应用场景中的价值不断被发掘后，弃水、弃光、弃风正在不断得到抑制，新能源发电的消纳能力不断提升，但储能的盈利模式一直有欠缺，如何让储能“物有所值、不可或缺”，也一直在困扰着储能行业的发展。

2015年3月《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》开启了第二次电改，期待解决交易机制缺失、价格关系没有理顺以及市场化定价机制尚未完全形成等问题。

经过六年的发展，一些试点省份省内市场发展迅猛，中长期及现货交易积累了丰富的经验，但跨省跨区交易及全国统一市场建设仍困难重重。

今年1月发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》旨在实现三大目标，一是电力资源在更大范围内共享互济和优化配置；二是提升电力系统稳定性和灵活调节能力；三是推动形成有更强新能源消纳能力的新型电力系统。

其中在“健全统一电力市场体系的交易机制”中，文件提出四项工作内容：规范统一市场基本交易规则和技术标准、完善电力价格形成机制、做好市场化交易与调度运行的高效衔接、加强信息共享和披露。在电力市场交易体系中还存在着现货交易、中长期交易、辅助服务交易等不同交易体系的统筹发展，此次发布的文件可以说是对现货市场交易体系的规范化做出了指引，同时也对各种储能场景参与现货市场交易，发展成熟的盈利模式提出了指引。

在3月3日发布的《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》中对现货交易试点提出要求：2022年6月底前，省间现货交易启动试运行，南方区域电力市场启动试运行，研究编制京津冀电力现货市场、长三角区域电力市场建设方案。

2022年4月10日,《中共中央 国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》发布，其中提出“健全多层次统一电力市场体系，研究推动适时组建全国电力交易中心”。截至目前，全国共成立了北京、广州南北两大区域性电力交易中心，以及33个省级电力交易中心。此次提出适时组建全国电力交易中心，将推动电力资源在更大市场范围内流通配置，进一步探索不同层次电力市场间的耦合发展路径。

针对省间电力，2021年11月22日，国家电网正式印发《省间电力现货交易规则（试行）》。规则的印发标志着我国构建“统一市场、两级运作”的电力市场体系又迈出了坚实的一步，是中国电力现货市场建设的重要里程碑。2022年3月3日，南方电网、南方能监局《中国南方区域电力市场工作方案》已发布。省间交易正在推进中。

《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》已经提出具体时间表：到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。

附文件1：《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》

附文件2：国家发改委、国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》

国家发展改革委 国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见

发改体改〔2022〕118号

各省、自治区、直辖市人民政府，国务院各部委、各直属机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司，中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司、中国广核集团有限公司：

党中央、国务院部署实施新一轮电力体制改革以来，我国电力市场建设稳步有序推进，多元竞争主体格局初步形成，市场在资源优化配置中作用明显增强，市场化交易电量比重大幅提升。同时，电力市场还存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题。为加快建设全国统一电力市场体系，实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，提升电力系统稳定性和灵活调节能力，推动形成适合中国国情、有更强新能源消纳能力的新型电力系统，经国务院同意，现提出以下意见。

一、总体要求

（一）指导思想。以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，完整、准确、全面贯彻新发展理念，遵循电力运行规律和市场经济规律，适应碳达峰碳中和目标的新要求，更好统筹发展和安全，优化电力市场总体设计，健全多层次统一电力市场体系，统一交易规则和技术标准，破除市场壁垒，推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。

（二）工作原则。

总体设计，稳步推进。做好电力市场功能结构的总体设计，实现不同层次市场的高效协同、有机衔接。坚持问题导向，积极稳妥推进市场建设，鼓励因地制宜开展探索。

支撑转型，安全可靠。完善体制机制，创新市场模式，促进新能源的投资、生产、交易、消纳，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。协同推进市场建设与电网运行管理，防范市场建设风险，确保电力系统安全稳定运行。

立足国情，借鉴国际。立足我国能源资源禀赋、经济社会发展等实际国情，借鉴国际成熟电力市场建设经验，发挥国内市场优势，适应电力行业生产运行规律和发展需要，科学合理设计市场模式和路径。

统筹兼顾，做好衔接。统筹考虑企业和社会的电力成本承受能力，做好基本公共服务供给和电力市场建设的衔接，保障电力公共服务供给和居民、农业等用电价格相对稳定。

（三）总体目标。到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

二、健全多层次统一电力市场体系

（一）加快建设国家电力市场。充分发挥北京、广州电力交易中心作用，完善电力交易平台运营管理和跨省跨区市场交易机制。根据电力基础设施建设布局和互联互通情况，研究推动适时组建全国电力交易中心，引入发电企业、售电公司、用户等市场主体和有关战略投资者，建立依法规范、权责分明的公司法人治理体系和运营机制；成立相应的市场管理委员会，完善议事协调和监督机制。

（二）稳步推进省（区、市）/区域电力市场建设。充分发挥省（区、市）市场在全国统一电力市场体系的基础作用，提高省域内电力资源配置效率，保障地方电力基本平衡。贯彻京津冀协同发展、长三角一体化、粤港澳大湾区建设等国家区域重大战略，鼓励建设相应的区域电力市场，开展跨省跨区电力中长期交易和调频、备用等辅助服务交易，优化区域电力资源配置。

（三）引导各层次电力市场协同运行。有序推动国家市场、省（区、市）/区域电力市场建设，加强不同层次市场的相互耦合、有序衔接。条件成熟时支持省（区、市）市场与国家市场融合发展，或多省（区、市）联合形成区域市场后再与国家市场融合发展。推动探索组建电力交易中心联营体，并建立完善的协同运行机制。

（四）有序推进跨省跨区市场间开放合作。在落实电网安全保供支撑电源电量的基础上，按照先增量、后存量原则，分类放开跨省跨区优先发电计划，推动将国家送电计划、地方政府送电协议转化为政府授权的中长期合同。建立多元市场主体参与跨省跨区交易的机制，鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易。加强跨省跨区与省内市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接。加快建立市场化的跨省跨区输电权分配和交易机制，最大程度利用跨省跨区富裕通道优化电力资源配置。

三、完善统一电力市场体系的功能

（一）持续推动电力中长期市场建设。进一步发挥中长期市场在平衡长期供需、稳定市场预期的基础作用。完善中长期合同市场化调整机制，缩短交易周期，提升交易频次，丰富交易品种，鼓励开展较长期限的中长期交易，规范中长期交易组织、合同签订等流程。推动市场主体通过市场交易方式在各层次市场形成分时段电量电价，更好拉大峰谷价差，引导用户削峰填谷。

（二）积极稳妥推进电力现货市场建设。引导现货市场更好发现电力实时价格，准确反映电能供需关系。组织实施好电力现货市场试点，支持具备条件的试点不间断运行，逐渐形成长期稳定运行的电力现货市场。推动各类优先发电主体、用户侧共同参与现货市场，加强现货交易与放开优先发用电计划、中长期交易的衔接，建立合理的费用疏导机制。

（三）持续完善电力辅助服务市场。推动电力辅助服务市场更好体现灵活调节性资源的市场价值，建立健全调频、备用等辅助服务市场，探索用户可调节负荷参与辅助服务交易，推动源网荷储一体化建设和多能互补协调运营，完善成本分摊和收益共享机制。统筹推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设，加强市场间有序协调，在交易时序、市场准入、价格形成机制等方面做好衔接。

（四）培育多元竞争的市场主体。有序放开发用电计划，分类推动燃气、热电联产、新能源、核电等优先发电主体参与市场，分批次推动经营性用户全面参与市场，推动将优先发电、优先购电计划转化为政府授权的中长期合同。严格售电公司准入标准和条件，引导社会资本有序参与售电业务，发挥好电网企业和国有售电公司重要作用，健全确保供电可靠性的保底供电制度，鼓励售电公司创新商业模式，提供综合能源管理、负荷集成等增值服务。引导用户侧可调负荷资源、储能、分布式能源、新能源汽车等新型市场主体参与市场交易，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。

四、健全统一电力市场体系的交易机制

（一）规范统一市场基本交易规则和技术标准。发展改革委、能源局组织有关方面制定市场准入退出、交易品种、交易时序、交易执行结算等基本交易规则，以及统一的交易技术标准和数据接口标准。各地组织省（区、市）电力交易中心依照基本交易规则制定本地交易细则。推动交易中心之间在技术和数据标准方面有效衔接、总体一致。

（二）完善电力价格形成机制。改革完善煤电价格市场化形成机制，完善电价传导机制，统一规范各地电力市场价格规则，有效平衡电力供需。有序推动工商业用户全部进入电力市场，确保居民、农业、公益性事业等用电价格相对稳定。鼓励清洁取暖用户通过参与电力市场降低采暖成本。强化电网输配电准许收入监管，推动电网企业输配电业务和购售电业务分开核算，妥善处理政策性交叉补贴。提升跨省跨区输电价格机制灵活性，探索跨省跨区交易按最优路径组合等方式收取输电费用。

（三）做好市场化交易与调度运行的高效衔接。在保障电网安全运行和电力可靠供应的前提下，统筹优化电力市场运行与电网调度运行，健全完善电网企业相关业务流程和制度标准。加强电力交易中心与电网企业业务协同，推动规划、营销、计量、财务、调度等信息的互通共享。提升电网智能化水平，加强电力运行调度和安全管理，依法依规落实电力市场交易结果。

（四）加强信息共享和披露。推动全国电力市场主体注册信息共享。落实信息披露制度要求，规范披露流程，依法依规披露电网安全约束条件、跨省跨区可用输电能力等关键信息。建设统一信息披露平台，健全信息安全保障机制，确保电力运行信息安全可控。

五、加强电力统筹规划和科学监管

（一）健全适应市场化环境的电力规划体系。统筹可再生能源和常规电源规划布局，加强全国电力规划与地方电力规划、电源规划与电网规划、电力规划与市场建设之间的衔接，注重发挥市场价格信号对电力规划建设的引导作用。

（二）完善现代电力市场监管体制。提升对电力市场科学监管能力，加强监测预警，强化电力交易机构和调度机构的运营监控和风险防控责任，做好对电力市场信息披露情况的监督和评价。加强对电网企业自然垄断性业务的监管，健全电网公平开放监管制度，强化运行安全和服务质量评价。

（三）健全电力市场信用体系。健全市场主体自律和社会监督机制，完善电力市场信用评价体系，开展市场主体信用评价工作，推动分级分类监管，实现市场主体信用信息共享，健全守信激励和失信惩戒机制，构建以信用为基础的新型监管机制。

（四）完善电力应急保供机制。加快应急备用和调峰电源能力建设，建立健全成本回收机制，通过容量成本回收机制、辅助服务市场等实现合理经济补偿。健全市场应急处置机制，优先保障民生用电供应，确保电力供应安全。

六、构建适应新型电力系统的市场机制

（一）提升电力市场对高比例新能源的适应性。严格落实支持新能源发展的法律法规和政策措施，完善适应高比例新能源的市场机制，有序推动新能源参与电力市场交易，以市场化收益吸引社会资本，促进新能源可持续投资。建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制，引导新能源签订较长期限的中长期合同。鼓励新能源报量报价参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核。在现货市场内推动调峰服务，新能源比例较高的地区可探索引入爬坡等新型辅助服务。

（二）因地制宜建立发电容量成本回收机制。引导各地区根据实际情况，建立市场化的发电容量成本回收机制，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全。鼓励抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源的投资建设。

（三）探索开展绿色电力交易。创新体制机制，开展绿色电力交易试点，以市场化方式发现绿色电力的环境价值，体现绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位。引导有需求的用户直接购买绿色电力，推动电网企业优先执行绿色电力的直接交易结果。做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。

（四）健全分布式发电市场化交易机制。鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易，完善微电网、存量小电网、增量配电网与大电网间的交易结算、运行调度等机制，增强就近消纳新能源和安全运行能力。

七、加强组织实施

（一）强化组织落实。要始终坚持和加强党的领导，把党的领导贯穿全国统一电力市场体系建设全过程。要加强电力统筹规划、政策法规、科学监测等工作，科学指导电力规划和有效投资。发展改革委、能源局要加强对统一电力市场体系建设的总体指导，统筹考虑能源资源禀赋、电价水平、电网安全运行等条件，加强系统研究、协调推进，健全应急调控预案和保障供应机制，完善相关配套政策，强化组织协调、监督管理和风险防范。各省（区、市）政府要明确牵头部门和任务分工，按照总体部署扎实做好本地电力市场建设，推进综合协同监管。

（二）营造改革氛围。组织开展电力市场建设的专项研究培训，鼓励引导相关市场主体发挥各自优势，主动适应新型电力系统建设和市场化方向，积极参与电力市场建设。通过新闻发布会等形式，加强对全国统一电力市场体系建设的宣传引导和政策解读，凝聚电力市场发展共识，营造良好改革氛围。

（三）及时跟踪评估。电力交易机构和调度机构按照职责分工做好市场运行信息的记录、汇总、分析和披露等工作，及时准确反映电力市场运行状况。发展改革委、能源局对电力市场运行状况开展定期评估，及时总结经验，加强对各地电力市场建设的督促指导。

国家发展改革委

国 家 能 源 局

2022年1月18日