储能是否盈利成为行业发展的制约条件，随着国家不断出台政策支持储能参与电力现货市场，储能正在电力现货交易过程中尝试新的盈利模式。国际能源网/储能头条解到，通过参与电力现货市场，储能电站年入数千万不是虚幻的梦想，而是切实可行的一条新路径。
山东独立储能电站已进入电力现货市场
日前，山东发布关于独立储能设施注册公示结果，国家电投海阳、华电滕州、三峡新能源庆云首批储能系统项目进入电力现货交易。紧接着，华能黄台储能电站也入市山东电力现货交易。全国首批参与电力现货市场的独立储能电站正在向人们展示储能产业盈利的新方向。
据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根据山东的电价进行测算：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。据此推算，一座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。
新型储能进入电力现货交易市场，不仅可以提升电力系统供需平衡能力，还可为储能行业发展探索一套全新商业模式，助力储能释放综合应用价值，为新型储能多模式、多途径、多场景、规模化发展注入强劲动力。
随着地方上独立储能电站参与电力现货市场交易的开展，国家也出台了相应的政策引导储能参与电力现货市场的局面在全国铺开。
国家出台新政鼓励储能参与电力现货市场
2022年5月4日，上海市发改委转发了《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》。文件对电力现货交易市场建设的步骤和重点工作做了部署。其中对用户侧和电源参与现货交易分别做出了规划：
加快推动用户侧全面参与现货市场交易。2022年3月底前，第一批试点地区参与中长期交易的用户侧应全部参与现货交易。第二批试点地区和其他地区，应按照用户侧参与现货市场设计市场方案。完善售电公司履约保函制度，根据售电公司提交的履约保函和资产情况，确定售电公司电力市场代理电量上限。推动购电曲线(含省内和省间)按照代理工商业用户典型用电曲线、居民和农业用户典型用电曲线确定。推动代理工商业用户、居民和农业用户的偏差电量分开核算，并按照现货价格结算，电网企业为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益(含偏差电费)，按月由全体工商业用户分摊或分享。
这里的第一批试点和第二批试点是指：国家发改委、国家能源局于2017年8月发文，选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为电力现货交易市场第一批试点。试点于2019年6月底全面启动模拟试运行，此后相继推进按周、按月、按季度、按年连续结算;2021年4月底，两部委再发文，选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点。
加快推动各类型具备条件的电源参与现货市场。做好放开优先发用电计划与现货市场建设的衔接，配合优先用电计划放开规模，同步推动各类型电源参与现货市场。结合各地情况明确部分低价保障电源，优先用于保障居民、农业用电，鼓励低价保障电源以外、暂未放开的优先发电电源自主选择转为市场化机组。引导储能、分布式能源、新能源汽车、虚拟电厂、能源综合体等新型市场主体，以及增量配电网、微电网内的市场主体参与现货市场，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。认真落实电价市场化改革要求，燃煤发电电量原则上全部进入市场，现货市场价格不受浮动范围限制，2022年底前，可先针对部分电源建立容量补偿机制，更好保障电力系统安全稳定运行。
由此可见，储能作为独立的市场主体参与电力现货市场交易，在政策上已经扫清了障碍，储能电站运营企业可以通过这种方式获得更大的收益。
文件对统筹电力辅助服务交易与现货交易提出重点：完善调频辅助服务市场建设，加快备用辅助服务市场建设，可再生能源占比较高地区可探索爬坡等辅助服务新品种。加强调峰辅助服务与现货市场的融合，现货市场运行期间，在现货市场内推动调峰服务。做好省间现货市场与跨省跨区辅助服务市场的衔接，进一步促进富余可再生能源跨区消纳。按照"谁受益、谁承担"原则，加快推动辅助服务成本向用户侧疏导，在市场化交易电价中单列辅助服务费用。
此前储能参与电力辅助服务往往没有明确的收益，而影响储能企业参与电力辅助服务的热情，如今政策将单列辅助服务费用，储能参与调峰将得到真金白银的回报。
该文件还提出，有序推动新能源参与市场交易。落实新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制要求，统筹推动绿电交易、绿证交易工作。构建主要由市场形成新能源价格的电价机制，推动新能源自愿参与电力交易，充分体现新能源的环境价值和系统消纳成本，引导绿电中长期交易电价对标燃煤发电市场化交易电价，带有绿证的绿电要合理设置交易价格下限。建立与新能源特性相适应的交易机制，满足新能源对合同电量、曲线的灵活调节需求，在保障新能源合理收益的前提下，鼓励新能源以差价合约形式参与现货市场，按照现货规则进行偏差结算，对由于报价原因未中标电量不纳入新能源弃电量统计。
如此规则，有利于新能源企业在发电项目建设过程中配备一定比例的可使用的储能，因为相关企业也同样有利可图。
储能盈利模式被政策激活
国际能源网/储能头条(微信公众号：chuneng365)初步统计发现，关于电力现货市场交易政策，国家已经出台很多，储能产业的新的商业模式在政策的指引下被激活了。
今年1月18日，国家发改委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，文件提出，电力市场还存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题。
这些问题制约了统一电力市场体系的建立。细数起来，针对电力市场体系的建立，国家已经屡次发文。
2002年发布的《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》，正式启动改革开放后的第一次电力体制改革。这次改革可概括为十六字方针“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”。
此次电改在“厂网分开、主辅分离”方面取得一定成就，“输配分开、竞价上网”却未曾起步，无论在电厂周边、区域、省内、跨省、跨区，还是在全国范围，未能启动电力市场体系和市场机制。全国范围内，窝电和缺电并存，一方面弃水、弃光、弃风，另一方面时断时续的“拉闸限电”。
在储能在各个应用场景中的价值不断被发掘后，弃水、弃光、弃风正在不断得到抑制，新能源发电的消纳能力不断提升，但储能的盈利模式一直有欠缺，如何让储能“物有所值、不可或缺”，也一直在困扰着储能行业的发展。
2015年3月《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》开启了第二次电改，期待解决交易机制缺失、价格关系没有理顺以及市场化定价机制尚未完全形成等问题。
经过六年的发展，一些试点省份省内市场发展迅猛，中长期及现货交易积累了丰富的经验，但跨省跨区交易及全国统一市场建设仍困难重重。
今年1月发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》旨在实现三大目标，一是电力资源在更大范围内共享互济和优化配置;二是提升电力系统稳定性和灵活调节能力;三是推动形成有更强新能源消纳能力的新型电力系统。
其中在“健全统一电力市场体系的交易机制”中，文件提出四项工作内容：规范统一市场基本交易规则和技术标准、完善电力价格形成机制、做好市场化交易与调度运行的高效衔接、加强信息共享和披露。在电力市场交易体系中还存在着现货交易、中长期交易、辅助服务交易等不同交易体系的统筹发展，此次发布的文件可以说是对现货市场交易体系的规范化做出了指引，同时也对各种储能场景参与现货市场交易，发展成熟的盈利模式提出了指引。
在3月3日发布的《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》中对现货交易试点提出要求：2022年6月底前，省间现货交易启动试运行，南方区域电力市场启动试运行，研究编制京津冀电力现货市场、长三角区域电力市场建设方案。
2022年4月10日,《中共中央 国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》发布，其中提出“健全多层次统一电力市场体系，研究推动适时组建全国电力交易中心”。截至目前，全国共成立了北京、广州南北两大区域性电力交易中心，以及33个省级电力交易中心。此次提出适时组建全国电力交易中心，将推动电力资源在更大市场范围内流通配置，进一步探索不同层次电力市场间的耦合发展路径。
针对省间电力，2021年11月22日，国家电网正式印发《省间电力现货交易规则(试行)》。规则的印发标志着我国构建“统一市场、两级运作”的电力市场体系又迈出了坚实的一步，是中国电力现货市场建设的重要里程碑。2022年3月3日，南方电网、南方能监局《中国南方区域电力市场工作方案》已发布。省间交易正在推进中。
《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》已经提出具体时间表：到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省(区、市)/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。
附文件1：《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》
