2月27日，国家电投海阳101兆瓦/202兆瓦时储能电站成功完成山东电力现货市场交易，成为全国首批参与电力现货市场的独立储能电站。
据国家电投山东分公司发展营销部副总经理林华介绍，海阳101兆瓦/202兆瓦时储能电站项目是山东省首批调峰类储能示范项目之一，于2021年8月开工建设，同年12月27日并网投运，今年2月正式成为山东首个通过市场注册的独立储能电站。“此次独立储能电站参与电力现货交易，采用国家电投自主开发的储能现货辅助决策系统，通过预测日前市场电价，制定储能充放电曲线与次日的充放电策略，再根据储能电站自身性能，将充放电曲线报到交易中心，待调度下发指令后，根据指令进行合理充放电。”
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表示，独立储能电站成功参与电力现货交易，为储能发展探索了一套新的商业模式，独立储能电站企业或将因此改变“盈利难”的现状。
记者了解到，独立储能电站即企业独立运营的储能项目，改变了储能为单一用户主体服务的商业模式，使一个储能系统能为多个发电企业、多个用户，甚至整个电力系统进行服务。“独立储能电站灵活度更高，可以作为发电电源，参与电力现货交易市场，获得收益。”裴善鹏说。
目前，电力现货交易市场主要围绕中长期、日前、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易展开，通俗来讲就是电力由政府定价改为市场定价，电价将在不同时间段根据供求关系上下浮动。“独立储能电站作为电力现货市场主体，参与电力现货交易市场，可以在低谷电价时段，以最便宜的电价将电买进，储存备用。在峰值电价时段，将储存的电卖出，通过赚取电力现货交易市场发电侧的峰谷价差，从中获益。”裴善鹏说。
他以山东为例介绍，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。扣除必要的输配电价和政府基金附加后，保守预测，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。”裴善鹏说。
“山东电力现货市场实施容量电费机制，即只要参与电力现货市场的可控可调的发电电源，每年都可获得几千万收益。由于山东省属于全国首批8个电力现货市场试点省份之一，在电力现货市场方面早有布局，所以容量电费机制在山东省率先尝试。通过参与电力现货交易市场，储能有了可行的商业模式，可以自己赚钱了。”裴善鹏表示，目前，除国家电投山东海阳储能电站外，华电滕州新源热电有限公司滕源华电储能电站和三峡新能源（庆云）关家三峡储能电站也被纳入山东省电力现货市场。
从国内情况看，电力现货市场建设试点刚刚起步，电力现货交易市场还存在不确定性，储能企业参与电力现货交易市场的运行及收益情况还有待进一步观察。“下一步，应着重完善出台电力现货市场条件下的储能政策，在保证充放电价平进平出政策不变的情况下，维持储能利用发电侧峰谷价差盈利。储能参与电力现货的市场容量电价标准及过网费标准等，有待进一步商榷。”裴善鹏说。
