2月27日，國家電投海陽101兆瓦/202兆瓦時儲能電站成功完成山東電力現貨市場交易，成為全國首批參與電力現貨市場的獨立儲能電站。

據國家電投山東分公司發展營銷部副總經理林華介紹，海陽101兆瓦/202兆瓦時儲能電站項目是山東省首批調峰類儲能示范項目之一，于2021年8月開工建設，同年12月27日并網投運，今年2月正式成為山東首個通過市場注冊的獨立儲能電站。“此次獨立儲能電站參與電力現貨交易，采用國家電投自主開發的儲能現貨輔助決策系統，通過預測日前市場電價，制定儲能充放電曲線與次日的充放電策略，再根據儲能電站自身性能，將充放電曲線報到交易中心，待調度下發指令后，根據指令進行合理充放電。”

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表示，獨立儲能電站成功參與電力現貨交易，為儲能發展探索了一套新的商業模式，獨立儲能電站企業或將因此改變“盈利難”的現狀。

記者了解到，獨立儲能電站即企業獨立運營的儲能項目，改變了儲能為單一用戶主體服務的商業模式，使一個儲能系統能為多個發電企業、多個用戶，甚至整個電力系統進行服務。“獨立儲能電站靈活度更高，可以作為發電電源，參與電力現貨交易市場，獲得收益。”裴善鵬說。

目前，電力現貨交易市場主要圍繞中長期、日前、實時電能量交易和備用、調頻等輔助服務交易展開，通俗來講就是電力由政府定價改為市場定價，電價將在不同時間段根據供求關系上下浮動。“獨立儲能電站作為電力現貨市場主體，參與電力現貨交易市場，可以在低谷電價時段，以最便宜的電價將電買進，儲存備用。在峰值電價時段，將儲存的電賣出，通過賺取電力現貨交易市場發電側的峰谷價差，從中獲益。”裴善鵬說。

他以山東為例介紹，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。扣除必要的輸配電價和政府基金附加后，保守預測，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。”裴善鵬說。

“山東電力現貨市場實施容量電費機制，即只要參與電力現貨市場的可控可調的發電電源，每年都可獲得幾千萬收益。由于山東省屬于全國首批8個電力現貨市場試點省份之一，在電力現貨市場方面早有布局，所以容量電費機制在山東省率先嘗試。通過參與電力現貨交易市場，儲能有了可行的商業模式，可以自己賺錢了。”裴善鵬表示，目前，除國家電投山東海陽儲能電站外，華電滕州新源熱電有限公司滕源華電儲能電站和三峽新能源（慶云）關家三峽儲能電站也被納入山東省電力現貨市場。

從國內情況看，電力現貨市場建設試點剛剛起步，電力現貨交易市場還存在不確定性，儲能企業參與電力現貨交易市場的運行及收益情況還有待進一步觀察。“下一步，應著重完善出臺電力現貨市場條件下的儲能政策，在保證充放電價平進平出政策不變的情況下，維持儲能利用發電側峰谷價差盈利。儲能參與電力現貨的市場容量電價標準及過網費標準等，有待進一步商榷。”裴善鵬說。