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2023年9月18日，國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局聯(lián)合印發(fā)《電力現(xiàn)貨市場(chǎng)基本規(guī)則（試行）》（以下簡(jiǎn)稱《規(guī)則》），是首部國(guó)家層面指導(dǎo)現(xiàn)貨市場(chǎng)設(shè)計(jì)及運(yùn)行的規(guī)則，為電力現(xiàn)貨交易發(fā)展指明了方向。《規(guī)則》出臺(tái)在有效激發(fā)市場(chǎng)活力，探索新型主體參與電力市場(chǎng)的新模式、新機(jī)制方面具有重要意義。其中，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)近期建設(shè)主要任務(wù)（五）指出，“推動(dòng)分布式發(fā)電、負(fù)荷聚合商、儲(chǔ)能和虛擬電廠等新型經(jīng)營(yíng)主體參與交易“；在第六章“市場(chǎng)銜接機(jī)制”中指出，“已通過電能量市場(chǎng)機(jī)制完全實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)調(diào)峰功能的，原則上不再設(shè)置與現(xiàn)貨市場(chǎng)并行的調(diào)峰輔助服務(wù)品種。”隨著電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)的不斷推進(jìn)、與調(diào)峰市場(chǎng)的融合，現(xiàn)貨市場(chǎng)將成為儲(chǔ)能電站收益的核心。電力現(xiàn)貨時(shí)代，儲(chǔ)能電站如何進(jìn)一步發(fā)揮作用？如何提升收益，交出一份滿意的答卷？本文將結(jié)合現(xiàn)貨試點(diǎn)省份經(jīng)驗(yàn)，從參與現(xiàn)貨市場(chǎng)方式、充放策略、實(shí)際運(yùn)行三個(gè)方面展開。

儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨市場(chǎng)方式

首先，在參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的方式上，獨(dú)立儲(chǔ)能作為發(fā)用電結(jié)合體，一般有“報(bào)量報(bào)價(jià)“與“報(bào)量不報(bào)價(jià)”兩種方式。“報(bào)量報(bào)價(jià)”方式下，儲(chǔ)能企業(yè)需自主決策充放電的量?jī)r(jià)曲線，一般3-10段不等；“報(bào)量不報(bào)價(jià)”方式下，需申報(bào)運(yùn)行日96點(diǎn)的自調(diào)度曲線。儲(chǔ)能作為可控電源，在變幻莫測(cè)的現(xiàn)貨背景下，兩種方式差異對(duì)收益的影響頗為懸殊。包括但不限于以下四點(diǎn)：

從參與市場(chǎng)類型上，“報(bào)量報(bào)價(jià)”可主動(dòng)參與實(shí)時(shí)市場(chǎng)，“報(bào)量不報(bào)價(jià)”可理解為不可參與實(shí)時(shí)市場(chǎng)或被動(dòng)參與實(shí)時(shí)市場(chǎng)。

如圖1.1所示，若采取“報(bào)量不報(bào)價(jià)”模式參與現(xiàn)貨，僅可參與日前市場(chǎng)。以山西市場(chǎng)2023.9.8為例，全天日前價(jià)格最低為320.00元/MWh，最高為397.79元/MWh，最大峰谷差為77.79元/MWh。若考慮充放電次序，“日前有序最大峰谷差”僅為34.00元/MWh。若進(jìn)一步考慮充放電效率，按85%計(jì)算，即使日前價(jià)格預(yù)測(cè)完全準(zhǔn)確，100MW的儲(chǔ)能電站充放一小時(shí)的收益為-2375元。更糟糕的是，考慮實(shí)際情況與實(shí)時(shí)運(yùn)行偏差，采取自調(diào)度模式可同時(shí)面臨日前峰谷價(jià)格預(yù)測(cè)錯(cuò)誤，實(shí)時(shí)運(yùn)行出現(xiàn)負(fù)偏差時(shí)需實(shí)時(shí)高價(jià)買回的困境。

若采取“報(bào)量報(bào)價(jià)”模式，儲(chǔ)能電站可通過報(bào)價(jià)方式進(jìn)入實(shí)時(shí)市場(chǎng)。9.8日全天實(shí)時(shí)價(jià)格最低為320.00元/MWh，最高為1500元/MWh，峰谷差為1180元/MWh，儲(chǔ)能電站的需求曲線可設(shè)置為370元/MWh以下充滿，供給曲線可設(shè)置為400元/MWh以上放電即可。報(bào)量報(bào)價(jià)模式下，100MW的儲(chǔ)能電站充放一小時(shí)的收益為77430.00元。

以上案例僅選取了距發(fā)文之日最近、峰谷差較為明顯的一日為例，實(shí)際上，由于新能源出力波動(dòng)，負(fù)荷預(yù)測(cè)偏差以及影響最大的機(jī)組出力受限等因素，一般省份的實(shí)時(shí)市場(chǎng)價(jià)格的峰谷差大小與波動(dòng)性都要高于日前市場(chǎng)。對(duì)于儲(chǔ)能電站而言，能通過市場(chǎng)機(jī)制參與到實(shí)時(shí)市場(chǎng)是更優(yōu)的選擇，而不是因?qū)崟r(shí)運(yùn)行偏差被動(dòng)參與，同時(shí)面臨執(zhí)行偏差考核與實(shí)時(shí)偏差收益波動(dòng)的風(fēng)險(xiǎn)。但凡事都有兩面性，參與實(shí)時(shí)市場(chǎng)需要對(duì)現(xiàn)貨市場(chǎng)有更精準(zhǔn)的價(jià)格預(yù)測(cè)能力與更精細(xì)的策略制定能力，避免充放只有單向中標(biāo)，同時(shí)對(duì)設(shè)備運(yùn)行性能的了解程度要求更高。

從報(bào)價(jià)行為上，“報(bào)量報(bào)價(jià)”本質(zhì)上是基于成本報(bào)價(jià)，“報(bào)量不報(bào)價(jià)”為基于不確定性條件的動(dòng)態(tài)需求定價(jià)。

從2022年國(guó)內(nèi)新增儲(chǔ)能裝機(jī)技術(shù)占比來看，鋰離子電池儲(chǔ)能技術(shù)占比達(dá)94.2%，雖然其成本在不斷降低，但投資成本與運(yùn)營(yíng)成本仍需要辯證看待。儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的變動(dòng)成本可視為考慮充放電效率與循環(huán)成本的綜合成本。結(jié)合變動(dòng)成本進(jìn)行報(bào)價(jià)為短期內(nèi)生產(chǎn)者的最優(yōu)理性行為，“報(bào)量報(bào)價(jià)”方式可以以變動(dòng)成本為報(bào)價(jià)的階梯區(qū)間長(zhǎng)度，輔以現(xiàn)貨價(jià)格預(yù)測(cè)為報(bào)價(jià)的階梯區(qū)間端點(diǎn)，立于單次平均充放電收益為正的“不敗之地”，不會(huì)落入峰谷差預(yù)測(cè)反向、收益不及成本的困蹙。同時(shí)，即使日前價(jià)格波動(dòng)未達(dá)到閾值，仍有機(jī)會(huì)“自動(dòng)”進(jìn)入實(shí)時(shí)市場(chǎng)博取更大收益空間。

相比之下，“報(bào)量不報(bào)價(jià)”方式需要結(jié)合日前披露信息判斷市場(chǎng)供需，進(jìn)一步判斷96點(diǎn)的日前價(jià)格，制定自調(diào)度曲線。但隨著電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的建設(shè)步伐不斷加快，與輔助服務(wù)市場(chǎng)，容量市場(chǎng)的進(jìn)一步耦合，現(xiàn)貨價(jià)格變得越來越波譎云詭，僅通過簡(jiǎn)單的新能源出力或其他日前披露信息，判斷供需，預(yù)測(cè)價(jià)格，很難獲得確定性收益。仍以山西市場(chǎng)為例，自V13.0規(guī)則實(shí)行以來，其分時(shí)價(jià)格曲線呈“谷段下不去，峰段上不來”的“堪憂”形狀，利空儲(chǔ)能。

除卻日前信息披露的負(fù)荷、新能源、外送等邊界條件，價(jià)格呈此形狀的深層次原因有以下幾點(diǎn)（受篇幅所限，僅介紹基本成因，每條原因均可展開成文）：

a. 下調(diào)頻補(bǔ)償價(jià)格完善。下調(diào)頻收益降低，報(bào)地板價(jià)機(jī)組的調(diào)頻機(jī)組減少，導(dǎo)致出低價(jià)概率降低，影響谷段價(jià)格；

b. 晚高峰價(jià)格替代規(guī)則延續(xù)。為引導(dǎo)火電機(jī)組頂峰發(fā)電，晚高峰時(shí)段對(duì)申報(bào)受阻容量機(jī)組實(shí)行節(jié)點(diǎn)價(jià)格替代，變相提高峰段供給，導(dǎo)致出高價(jià)概率降低，影響峰段價(jià)格。

c. 省間現(xiàn)貨出清順序優(yōu)化，疊加省間現(xiàn)貨限價(jià)、省間現(xiàn)貨需求不旺。新規(guī)優(yōu)化了省間現(xiàn)貨的出清順序，按機(jī)組省內(nèi)預(yù)出清負(fù)荷率排序，火電機(jī)組無法復(fù)現(xiàn)22年抬高省內(nèi)報(bào)價(jià)，預(yù)留省間現(xiàn)貨空間的情況。相比于去年同期，影響了峰段價(jià)格。（省間出清新規(guī)因系統(tǒng)問題并未實(shí)行，主要原因?yàn)槭￠g現(xiàn)貨市場(chǎng)需求影響）

d. 用戶側(cè)日前申報(bào)納入出清（4月1日起），新能源日前申報(bào)納入出清（6月1日起），市場(chǎng)主體的日前申報(bào)行為與日前-實(shí)時(shí)市場(chǎng)價(jià)差具有反身性，減少了實(shí)時(shí)出現(xiàn)高價(jià)的概率。實(shí)時(shí)易出高價(jià)的時(shí)期，火電可采取類似投資組合優(yōu)化的報(bào)價(jià)方法，抬高日前報(bào)價(jià)，預(yù)留部分空間進(jìn)入實(shí)時(shí)市場(chǎng)獲取更大收益。新規(guī)下，實(shí)時(shí)市場(chǎng)出現(xiàn)高價(jià)概率降低，影響峰段價(jià)格。

以上原因說明了現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格形成的復(fù)雜性，僅通過日前披露信息難以輔助決策。且隨著爬坡輔助服務(wù)、備用市場(chǎng)等調(diào)頻市場(chǎng)品種不斷增加，綠色電力市場(chǎng)的進(jìn)一步發(fā)展等影響，作為核心的電能量市場(chǎng)的價(jià)格將會(huì)越來越不可端倪。“報(bào)量不報(bào)價(jià)”的方式需要較高水平的電價(jià)預(yù)測(cè)方法支持、大量的歷史數(shù)據(jù)積累，才能在不確定性高的日前市場(chǎng)獲得一定的期望收益，否則將面臨資源錯(cuò)配，收益下行甚至為負(fù)的情況。相比于確定收益的“報(bào)量報(bào)價(jià)”方式，除了在調(diào)用次數(shù)上有明顯優(yōu)勢(shì)外，“報(bào)量不報(bào)價(jià)”在收益上有明顯劣勢(shì)。

從參與決策角色上，“報(bào)量報(bào)價(jià)”是價(jià)格制定者，“報(bào)量不報(bào)價(jià)”是價(jià)格接受者。

目前儲(chǔ)能尚處于發(fā)展階段，雖在“源-網(wǎng)-荷-儲(chǔ)”語義中四者并列，但體量尚不足以相提并論，尤其在新能源裝機(jī)比例高的“三北”地區(qū)。但隨著新型儲(chǔ)能項(xiàng)目單體裝機(jī)規(guī)模越來越大，多個(gè)百兆瓦級(jí)項(xiàng)目實(shí)現(xiàn)并網(wǎng)運(yùn)行，在需要調(diào)峰的主要時(shí)段，儲(chǔ)能電站的報(bào)價(jià)可能會(huì)有部分影響力，成為市場(chǎng)邊際。采取“報(bào)量報(bào)價(jià)”方式可以進(jìn)一步拉大市場(chǎng)峰谷價(jià)差，利于分時(shí)價(jià)格信號(hào)的形成，同時(shí)提升儲(chǔ)能電站收益。“報(bào)量不報(bào)價(jià)“方式作為價(jià)格接受者，只能扮演”搭便車“的角色，并未反映儲(chǔ)能的真實(shí)成本，獨(dú)立儲(chǔ)能尚未實(shí)現(xiàn)完全“獨(dú)立”。從電源類型上，儲(chǔ)能作為有成本的可控電源，理應(yīng)結(jié)合自身的成本參與市場(chǎng)，參與邊際價(jià)格的形成，優(yōu)化資源配置。

從經(jīng)濟(jì)性上，“報(bào)量報(bào)價(jià)”理論上可以同時(shí)達(dá)到個(gè)體與市場(chǎng)最優(yōu)，“報(bào)量不報(bào)價(jià)”個(gè)體與市場(chǎng)多數(shù)情況下同時(shí)存在改進(jìn)空間。

由于新型電力系統(tǒng)中新能源出力的波動(dòng)性，以及不同市場(chǎng)個(gè)體對(duì)于電力市場(chǎng)披露信息的理解和掌握程度不同，于個(gè)體而言，“報(bào)量不報(bào)價(jià)“方式儲(chǔ)能電站面臨自調(diào)度曲線錯(cuò)配，收益不足、難以收回成本的壓力。于系統(tǒng)角度，因資源錯(cuò)配，無法發(fā)揮儲(chǔ)能電站移峰填谷、頂峰發(fā)電的作用。相比之下，“報(bào)量報(bào)價(jià)”方式不追求單點(diǎn)的絕對(duì)準(zhǔn)確性，而是在明確成本后交由市場(chǎng)這只“看不見的手“合理出清優(yōu)化，同時(shí)達(dá)到個(gè)體與系統(tǒng)最優(yōu)。

總體而言，“報(bào)量不報(bào)價(jià)”雖然模式簡(jiǎn)單，但容易面臨資源錯(cuò)配的風(fēng)險(xiǎn)，未能充分發(fā)揮現(xiàn)貨市場(chǎng)有效提高資源配置效率的作用。

現(xiàn)貨試點(diǎn)省份典型日前價(jià)格曲線與充放策略

明確參與市場(chǎng)方式后，下一步的工作就是策略申報(bào)。區(qū)別于其他電源類型，如風(fēng)、光、水電“靠天吃飯”，火電機(jī)組取決于變動(dòng)成本，儲(chǔ)能電站的收益則以策略為核心。國(guó)內(nèi)現(xiàn)貨試點(diǎn)省份中，山東最早開展獨(dú)立儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨交易，運(yùn)行時(shí)間長(zhǎng)，峰谷特性明顯，該部分將重點(diǎn)分析山東現(xiàn)貨規(guī)則下獨(dú)立儲(chǔ)能參與電能量市場(chǎng)的策略情況。

山東是電力市場(chǎng)要求獨(dú)立儲(chǔ)能設(shè)施參與電能量市場(chǎng)，需申報(bào)運(yùn)行日96點(diǎn)自調(diào)度曲線，為典型“報(bào)量不報(bào)價(jià)”模式，故只分析山東市場(chǎng)的日前價(jià)格規(guī)律，選取樣本為山東電力市場(chǎng)2022.9.1-2023.8.31連續(xù)一年的日前價(jià)格數(shù)據(jù)。

從年均曲線上看，山東電力市場(chǎng)的峰谷特性明顯，基本為“單峰單谷”形狀，每小時(shí)有序最大峰谷差為387.96元/MWh，每?jī)尚r(shí)有序最大峰谷差為356.81元/MWh，100MW/200MWh裝機(jī)的獨(dú)立儲(chǔ)能電站平均單次充放電收益為55058.22元。

年均曲線能反映出價(jià)格曲線的平均形狀，同理，利用季度、月度平均的方法也能篩選出不同時(shí)期價(jià)格曲線的基本特征，但并未接近本質(zhì)：現(xiàn)貨價(jià)格每天都在劇烈波動(dòng)，相近日期的曲線形狀差異可能很大、較遠(yuǎn)日期的曲線差異也可能很小。所以核心問題是如何從一年的樣本中篩選出相似的典型價(jià)格曲線，以制定不同的典型策略?？衫镁垲惙治龅姆椒蓪⒉煌掌诘膬r(jià)格曲線按照相似程度分類，取不同類別日前價(jià)格的均值，分類結(jié)果如下：

如圖2.2，利用k均值聚類方法結(jié)果顯示，最優(yōu)類別數(shù)為3類，按形狀可分為：“單峰單谷類”（占比117/365，32.05%）、“雙峰雙谷類”（占比136/365，37.26%）、“平滑類“（占比112/365，30.68%）。按照100MW/200MWh裝機(jī)的獨(dú)立儲(chǔ)能電站收益測(cè)算，不同策略的收益如下：

通過聚類方法可發(fā)現(xiàn)山東仍有70%的天數(shù)具有明顯的峰谷價(jià)差特征。其中，“雙峰單谷型“和”雙峰雙谷型“的最大有序峰谷差接近，單次充放電收益接近10萬元；雙峰雙谷類的首個(gè)峰谷差為143.29元/MWh，尚不足以回收單次變動(dòng)成本；“平滑型”曲線占比30.68%，此時(shí)儲(chǔ)能電站參與電能量市場(chǎng)無明顯收益，應(yīng)擇機(jī)參與輔助服務(wù)市場(chǎng)或合理安排檢修。

除以上典型曲線外，若進(jìn)一步將分類個(gè)數(shù)提高，也可以觀察出其他“有趣”的曲線特征。在連續(xù)一年的樣本中，有14天的日前價(jià)格曲線近似出現(xiàn)如圖2.3中形狀，價(jià)格的時(shí)序分布與儲(chǔ)能的充放次序完全倒置，此時(shí)儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商的應(yīng)將目光放遠(yuǎn)，在更遠(yuǎn)窗口D+1、D+2等尋找優(yōu)化機(jī)會(huì)，實(shí)現(xiàn)跨日充放。

現(xiàn)貨背景下，價(jià)格波動(dòng)不僅局限于分時(shí)波動(dòng)，還體現(xiàn)在分日波動(dòng)上。尤其在大風(fēng)季，想要獲得全局視角的最優(yōu)收益，需要做未來24h-72h的價(jià)格預(yù)測(cè)，尋找跨期充放機(jī)會(huì)，實(shí)現(xiàn)單日只充不放、只放不充或多充多放等策略。

現(xiàn)貨背景下，價(jià)格波動(dòng)不僅局限于分時(shí)波動(dòng)，還體現(xiàn)在分日波動(dòng)上。尤其在大風(fēng)季，想要獲得全局視角的最優(yōu)收益，需要做未來24h-72h的價(jià)格預(yù)測(cè)，尋找跨期充放機(jī)會(huì)，實(shí)現(xiàn)單日只充不放、只放不充或多充多放等策略。（后臺(tái)回復(fù)可獲取山西、蒙西（呼包東、呼包西）、甘肅（河?xùn)|、河西）現(xiàn)貨省份典型分類的日前價(jià)格曲線）

策略到執(zhí)行：有多遠(yuǎn)的路要走？

利用價(jià)格信號(hào)引導(dǎo)，制定自調(diào)度策略或報(bào)量報(bào)價(jià)策略，是儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)的核心。但現(xiàn)貨背景下，區(qū)別于相對(duì)固定的調(diào)峰價(jià)格，電站的設(shè)備性能等基礎(chǔ)也將直接影響收益。儲(chǔ)能作為靈活調(diào)節(jié)性資源，性能如何、如何匹配新型電力系統(tǒng)，切實(shí)反映在收益上，是參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的應(yīng)有之義。本部分將簡(jiǎn)要分析儲(chǔ)能電站的常見參量指標(biāo)如何影響其在現(xiàn)貨市場(chǎng)及部分輔助服務(wù)市場(chǎng)的收益。

i. 性能效率項(xiàng)：充放電速率，荷電狀態(tài)，響應(yīng)時(shí)間

充放電速率：現(xiàn)貨市場(chǎng)一般每15分鐘進(jìn)行一次出清與結(jié)算，山東電力市場(chǎng)的現(xiàn)貨結(jié)算以1小時(shí)為結(jié)算電價(jià)的單位時(shí)間，相對(duì)來講對(duì)充放電速率要求不高。但對(duì)于其他現(xiàn)貨省份，現(xiàn)貨的策略顆粒度要到每15分鐘，不光要考慮分時(shí)價(jià)格，還需考慮充放電速率，起始狀態(tài)相同，路徑不同也將影響收益。同時(shí)，充放電速率指標(biāo)決定了儲(chǔ)能在調(diào)頻輔助服務(wù)、爬坡輔助服務(wù)市場(chǎng)中的競(jìng)爭(zhēng)力。

荷電狀態(tài)：由于儲(chǔ)能的獨(dú)特能量特性，其放電能力除受功率上限約束外，還受到荷電狀態(tài)限制。對(duì)于儲(chǔ)能荷電狀態(tài)的管理，在現(xiàn)貨市場(chǎng)最直接的影響就是實(shí)時(shí)偏差部分，據(jù)山東某試驗(yàn)期儲(chǔ)能電站全月運(yùn)行數(shù)據(jù)，發(fā)電實(shí)時(shí)偏差電量在10%作左右，用電實(shí)時(shí)偏差電量在18%左右，同時(shí)面臨考核風(fēng)險(xiǎn)與實(shí)時(shí)高價(jià)偏差結(jié)算風(fēng)險(xiǎn)。此外，荷電狀態(tài)控制還將影響儲(chǔ)能電站的壽命與發(fā)電可用容量補(bǔ)償。（可參考我司文章《山東獨(dú)立儲(chǔ)能參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)分析》）

響應(yīng)時(shí)間：響應(yīng)時(shí)間與充放電速率共同影響在現(xiàn)貨市場(chǎng)對(duì)于價(jià)格的響應(yīng)速度及調(diào)頻市場(chǎng)的性能指標(biāo)。

ii. 成本項(xiàng)：循環(huán)壽命，充放電效率，自放電率

循環(huán)壽命：循環(huán)壽命與儲(chǔ)能循環(huán)的次數(shù)與電量的平均狀態(tài)密切相關(guān)，所有的儲(chǔ)能系統(tǒng)在使用過程中都會(huì)產(chǎn)生疲勞或磨損，由此帶來設(shè)備的老化。雖然疲勞計(jì)算復(fù)雜，循環(huán)能力也不是非常明確，但明確循環(huán)壽命進(jìn)而分析循環(huán)成本，做好成本分析與管理，是參與電力市場(chǎng)的必要條件。

充放電效率：如果從電能量收入來看，儲(chǔ)能電站主要進(jìn)行現(xiàn)貨價(jià)差套利，主要看峰谷的相對(duì)值，對(duì)充電能量轉(zhuǎn)換帶來的損耗成本一般忽略。但實(shí)際充電損耗成本取決于充電電價(jià)，需要與峰谷價(jià)差分別看待。價(jià)差同樣是300元/MWh，0元的充電價(jià)格和200元/MWh時(shí)的收益是截然不同的。此外，儲(chǔ)能電站參與其他市場(chǎng)時(shí)，如備用輔助服務(wù)或容量市場(chǎng)，對(duì)放電深度會(huì)有不同要求，已存容量的成本也是完全不同的。

自放電率：常見鋰離子電池自放電率可忽略不計(jì)，自放電率高的新型儲(chǔ)能在現(xiàn)貨跨日窗口充放電的策略中不具有優(yōu)勢(shì)。

綜上，不同于其他電源，儲(chǔ)能在效用功能、成本特性、物理約束等方面均具有特殊性。在效用功能上，儲(chǔ)能可以提供削峰填谷、容量資源、調(diào)頻備用等多種服務(wù)，存在服務(wù)時(shí)間或服務(wù)場(chǎng)景上的互補(bǔ)性，但需要以電能量市場(chǎng)價(jià)格信號(hào)為基礎(chǔ)；在物理約束上，儲(chǔ)能受充放電次序與荷電狀態(tài)限制，對(duì)荷電狀態(tài)的管理決定了其是否能參與多種市場(chǎng)；在成本特性上，儲(chǔ)能的單次循環(huán)成本測(cè)算困難，充電損耗成本卻決于充電時(shí)段，放電成本則更多以機(jī)會(huì)成本衡量。復(fù)雜的成本核算、性能指標(biāo)對(duì)儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商提出了非常大的挑戰(zhàn)。

儲(chǔ)能與有效市場(chǎng)

《規(guī)則》明確電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)的目標(biāo)是形成體現(xiàn)時(shí)間和空間特性、反映市場(chǎng)供需變化的電能量?jī)r(jià)格信號(hào)，發(fā)揮市場(chǎng)在電力資源配置中的決定性作用。市場(chǎng)可以起到優(yōu)化資源配置的作用，自亞當(dāng)·斯密提出，經(jīng)不斷完善發(fā)展，至法國(guó)經(jīng)濟(jì)學(xué)家里昂·瓦爾拉斯提出一般均衡理論予以數(shù)學(xué)上的科學(xué)范式證明，提供了方法論基礎(chǔ)。但有兩種特殊情況值得關(guān)注：

基于確定性信息下，市場(chǎng)個(gè)體對(duì)于自身生產(chǎn)和購(gòu)買做出的決策，可以通過市場(chǎng)價(jià)格信號(hào)調(diào)節(jié)，實(shí)現(xiàn)社會(huì)最優(yōu)。但當(dāng)出現(xiàn)不確定性信息、信息不對(duì)稱的情況時(shí)，市場(chǎng)有效理論失效，個(gè)體與社會(huì)的福利難以達(dá)到最優(yōu)。對(duì)于儲(chǔ)能電站而言，以策略運(yùn)營(yíng)為收入核心，必然要求對(duì)價(jià)格信號(hào)有充足的了解，尤其在自調(diào)度方式下更要有抗衡不確定性的能力。

電力市場(chǎng)改革浩浩湯湯，但市場(chǎng)上多數(shù)文章多從系統(tǒng)最優(yōu)角度出發(fā)，較少關(guān)注是否與市場(chǎng)與個(gè)體的利益是否相容。儲(chǔ)能作為昂貴、稀缺的可調(diào)節(jié)性資源，以目前市場(chǎng)成員對(duì)于信息披露的掌握和理解程度，尚不完全具備自調(diào)度最優(yōu)化能力，在參與現(xiàn)貨市場(chǎng)交易時(shí)，存在策略反向、偏差與考核風(fēng)險(xiǎn)等巨大的交易成本，而交易成本為零，正是瓦爾拉斯理論的核心假設(shè)。儲(chǔ)能無發(fā)電基礎(chǔ)收入，交易成本過高時(shí)，會(huì)降低其參與市場(chǎng)的激勵(lì)與活力。 

原標(biāo)題：國(guó)內(nèi)首篇！現(xiàn)貨市場(chǎng)儲(chǔ)能收入提升攻略