电力现货市场新规拟支持新能源配储联合参与报价

    本报记者 殷高峰

    储能产业发展再迎政策利好。国家发展改革委日前发布《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》（以下简称《征求意见稿》）。《征求意见稿》提出，支持新能源与场站内配套储能作为联合报价主体参与电力现货市场申报、出清、调用、结算和考核等。

    对此，内蒙古清洁能源产业协会会长张楠在接受《证券日报》记者采访时表示，《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（以下简称“136号文”）取消强制配储、《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（以下简称“114号文”）为独立储能确立容量电价，上述联合报价机制补上了现货变现这一环，“电能量+容量+辅助服务”三重收益框架，轮廓骤然清晰。

    在强制配储阶段，储能是新能源项目核准并网的前置条件，但却缺乏市场化收益出口。“对新能源投资方而言，储能是满足准入要求的成本项，部分投资方只追求低成本达标，不重视储能性能与实际运行价值，出现了‘为并网而建、建而不用’的问题。”中国科学院工程热物理研究所所长、中关村储能产业技术联盟理事长陈海生对《证券日报》记者表示。

    136号文将配储从并网前置条件中剥离，把储能推向独立市场主体；114号文首次从国家层面明确新型储能的容量价值，为电网侧独立储能提供基础保底收益。而此次《征求意见稿》提出的联合报价机制，则把新能源场站内的配储也拉进了现货市场的收益通道。

    在张楠看来，136号文、114号文与此次联合报价机制三者叠加后，储能收益结构正从单一政策补偿转向多渠道叠加。

    政策路径清晰，但从“可以联合报价”到“能够稳定赚钱”，张楠认为，在实际执行过程中还有不少需要明确的细节，例如，储能容量如何折算、充放电损耗如何分摊、考核责任如何划分等。

    新规则出台只是第一步，能不能让联合报价机制在各地走稳，取决于配套细则能否把收益算清、把风险设防。从更长时间维度看，这恰恰是储能从规模扩张转向高质量发展的必经一步。

    “联合报价把‘发电’和‘储能’两个变量绑在一起，企业需具备三方面能力：精准功率预测、现货报价策略、偏差管理。”张楠表示，中小场站缺专业交易和预测人才，建议其通过虚拟电厂、负荷聚合商或者售电公司代理参与，或者委托专业交易服务商。

    陈海生表示，“十五五”期间，新型储能行业将从高速发展进入到高质量发展阶段。企业层面应由以规模扩张为主转向以技术迭代与精细化运营为主；机制层面应加快电力现货市场化改革、健全储能价格机制、优化成本传导机制等。