新型储能如何参与电力交易？——从政策到实践

随着“双碳”目标的推进和电力市场改革的深化，新型储能（如锂离子电池、液流电池、压缩空气储能等）正从“政策强配”向“市场化驱动”转型。其参与电力交易的方式日益多元，收益模式逐步清晰。#新型储能的参与主体及准入条件#新型储能根据并网位置可分为独立储能（电网侧）、电源侧储能和用户侧储能三类，不同主体的准入条件存在差异： 1、独立储能 ●准入条件：需满足独立分时计量、调度直控、独立法人资格等要求（如广东、贵州均明确需签订《并网协议》《购售电合同》）。※部分省份对功率和容量设限，如陕西要求额定功率≥6MW、充放电时长≥2小时，青海则要求≥10MW。 ●优势：作为独立市场主体，可直接参与电能量、辅助服务及容量市场交易，灵活性最高。 2、电源侧储能●模式：与配套新能源电站（如风电、光伏）联合参与交易，需在发电企业计量关口内并网。 ●限制：部分地区禁止多能互补项目（如风光火储一体化）转为独立储能，避免资源垄断。 3、用户侧储能●模式：与工商业用户绑定，通过峰谷价差套利或需求响应获取收益，通常需满足用户侧计量要求。 ●典型场景：广东允许用户侧储能参与批发或零售市场，山东则通过虚拟电厂聚合分布式资源。#新型储能的交易模式与收益来源#新型储能的收益模式已从单一的电价套利拓展至容量租赁、辅助服务、容量补偿等多维度： 1、电能量市场：峰谷套利与现货交易 ●中长期交易：储能通过签订年度/月度合约锁定充放电价差。例如，广东允许独立储能在同一交易场次双向买卖，贵州则要求“充电按用户侧、放电按发电侧”结算。 ●现货交易：储能根据实时电价调整充放电策略。山东、山西等现货试点省份已出现“负电价”时段，为储能创造低价充电机会。广东要求独立储能全电量参与现货市场，充放电价格按节点电价结算。 2、辅助服务市场：调频、调峰与备用 ●调频服务：储能凭借快速响应能力获取收益，如南方区域调频补偿标准可达5-8元/MW·次。 ●跨省备用：贵州明确储能可参与跨省备用交易，缓解区域电力紧张。 ●政策趋势：2024年《电力市场运行基本规则》新增“容量交易”，未来储能或可通过提供可靠出力能力获得长期收益。 3、容量租赁与补偿机制 ●容量租赁：独立储能向新能源企业出租容量，收取固定租金（如青海允许共享储能模式）。 ●容量电价：2025年两会提案建议参照抽水蓄能，为新型储能制定容量电价，保障基础收益。目前山东已对放电电量给予容量补偿。#地方实践与政策创新#各省份结合资源禀赋和电力结构，探索差异化交易规则： 1、广东：全电量参与+日清月结 ●独立储能需全电量进入现货市场，结算采用“日清月结”模式，充电电量免收输配电价。 ●典型案例：2023年广东某独立储能项目通过现货套利+调频服务，年收益率超12%。 2、贵州：月清月结+系统运行费 ●充电电量结算含交易电价、线损费及系统运行费（动态调整），放电电量按合同价结算。 ●政策创新：允许技改后的配建储能转为独立储能，激活存量资源。 3、西北省份：共享储能与市场聚合 ●青海推行“共享交易模式”，储能无需绑定特定用户，直接以价格接受者身份参与出清。 ●陕西将储能充放电结算分离，充电执行分时电价，放电按发电侧规则结算。#挑战与未来趋势#尽管政策支持力度加大，新型储能仍面临调用率低、收益不稳定、安全风险等挑战。 2025年两会提案及行业动向释放以下信号： 1、市场化机制深化 ●拉大峰谷价差（如山东峰谷价差达0.8元/kWh），推动储能套利空间扩大。 ●辅助服务费用向用户侧分摊，减轻发电企业负担。 2、容量电价落地 ●提案呼吁短期参照煤电制定容量电价，长期向容量市场过渡。 ●预计2025-2026年各省将陆续出台细则，为储能提供稳定收益预期。 3、车网互动（V2G）兴起 ●新能源汽车作为“移动储能”参与交易，通过充放电价差获利。国家已启动车网互动试点，多企业加速布局。#尾言#新型储能参与电力交易的核心逻辑是“通过市场化机制实现灵活资源的价值变现”。随着现货市场全面铺开、辅助服务品种丰富、容量补偿机制完善，储能将从“成本项”转变为“利润中心”。 从业者需密切关注地方规则变化，优化交易策略，同时提升电站安全运维水平，以迎接新一轮行业洗牌。 欢迎大家加入社群持续沟通交流