现货交易，储能的春天要来了？

“储能等产业的破局，都依赖电力现货市场来完整还原电力商品属性、给出有效价格信号，从而引导市场主体的生产、消费行为。”中嘉能集团首席交易官张骥说。

近期，湖南省发改委发布了《关于公开征求湖南电力现货市场规则及第三次结算试运行工作方案意见的通知》及相关文件（以下简称“通知及文件”）。

储能、虚拟电厂成功跻身电力市场，并网容量不小于5MW/10MWh的调度调用新型储能可自主选择是否参与现货交易，延长了新能源电力作为产品的“保质期”。

一定程度上解决了我国新能源企业在电力市场上“要么有电无法交易，要么没电可交易”的难题。

目前，我国电力市场交易方式主要有两种：

根据通知及文件，调度调用新型储能可参与日前现货市场和实时现货市场。

在日前现货市场方面，已备案的调度调用新型储能电站，可自主选择是否以报量不报价的方式参与现货市场，参与了就不能退出，没参与也不能半路反悔说自己要加入。

在实时现货市场方面，必要时电力调度机构可按需调整储能电站充放电计划，并做好记录，按《湖南省电力现货市场结算实施细则（试运行3.0版）》对相关储能电站进行补偿。

简单来说，新型储能电站在参与日前现货市场时，只需要说自己能出多少“货”，电力调度机构按需调用；参与实时现货市场时，可能会面临亏损问题，但会获得补偿。

能参与现货市场的新型储能电站在容量、功率、充放电效率等方面也有要求，通知及文件共给出了31座符合上述条件的调度调用新型储能电站清单。

具体来看，新型储能电站的收益日清月结，来源主要分为三部分：

1）日前市场电能量电费，充放电电量按照其所在并网点的日前市场节点价格结算。

2）实时市场电能量电费，按照所在并网点的实时市场节点电价计算偏差电费。

3）储能补偿费用，指因电力调度机构原因，导致新型储能电站不挣钱时，对其进行一定补偿。

补偿费用由省内未落实配储要求的风电、集中式光伏发电企业按照当月实际上网电量比例分摊。

笔者认为，新型储能和虚拟电厂参与电力现货市场，有助于形成分区分时段的市场价格，使不同类型的发电机组在不同时空生产的电力通过价格差异体现各自价值，便于新能源主体降低偏差风险，实现电力资源的优化配置。

实际上，我国电力现货市场结算试运行由来已久。

早在2020年11月，山东电力现货市场结算试运行结束，我国8个现货试点地区（南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃）就全部完成了首次全月结算试运行工作，之后其他省市陆续开展相关工作。

近期除了湖南外，重庆也发布了《重庆电力现货市场整月结算试运行工作方案（征求意见稿）》，拟于11月1日至11月30日开展整月结算试运行。

然而，尽管当前电力现货全月试运行从2020年的8大试点扩散到了湖南、重庆等其它省市，较大地扩展了实践范围，但距离正式运行还有很长的路要走。

毕竟，不管是单月还是一个季度，只要出现结算停止，就是打破了连续性，不能称之为正式运行。

更何况，新型储能的加入，增添了电力现货市场机制运行的复杂性，引发了大量思考，比如：

笔者认为，新型储能要想在电力现货市场中充分发挥作用，首先要以利诱之，通过市场价格引导储能匹配需求；其次要发挥其多样化调节价值，允许新型储能同时参与多种电力产品交易；最后保证市场竞争公平性，通过补偿等方式保证储能运营商在电力市场初期不亏本。

如果电力想作为特殊商品，那电价就该由市场供需形势决定。

然而，我国电力行业正从计划机制向市场机制过渡，计划电价与市场电价并存：电力现货市场中既存在市场化交易，又存在非市场化的用电计划和优先居民用电。

计划电价的存在，使得建设电力现货市场的路上横亘着一座无法逾越的高山。如不突破，现货市场难有实质进展，只能继续在夹缝中求生。