儲能、虛擬電廠的盈利模式模糊，經濟性差，是行業長期“頭痛”難題。深度參與現貨市場交易，或是唯一解藥。

近日，國家發展改革委、國家能源局關于印發《電力現貨市場基本規則（試行）》的通知，該政策為我國首個電力現貨市場基本規則，引發市場熱議。但其實去年年底已經有征求意見稿出臺，所以正式文件也在預料之內，整體未有大的原則性修改，但是和征求意見稿還是有些差異和側重。

見智研究認為，可以重點關注以下內容：

市場經營主體放寬，儲能打開了盈利通道

總則中第二條強調“市場成員包括經營主體、電網企業和市場運營機構。經營主體包括各類型發電企業、電力用戶（含電網企業代理購電用戶）、售電公司和新型經營主體（含分布式發電、負荷聚合商、儲能和虛擬電廠等）；市場運營機構包括電力調度機構和電力交易機構。”

解讀：

分布式發電納入市場主體為何重要？過去分布式發電不納入交易主體時，電網起了至關重要的作用，即電站需要把電先低價賣給電網，然后用戶再從電網高價買回。

而分布式發電市場化后，電站不必再通過電網這個中介，可以直接以更高的價格賣給用戶，既提高了電站持有者收益，也加快了新能源消納。

儲能參與現貨交易同樣好處很多。以獨立儲能為例，其獲利方式包括：現貨套利、容量租賃、輔助服務、容量補償。這些盈利方式想落地，都需要深度參與電力現貨市場交易。

例如，參與現貨市場后，可以通過低價充電和高價放電來獲得峰谷分時價差收益。也就是說電力現貨市場越完善，儲能在現貨套利賺取的錢就會越多。其他盈利模式也一樣是需要依托完善的電力現貨交易平臺。

目前全國各省份中，山東是全國首個電力現貨市場試點省份，是走在最前面的。例如在2023年1-8月，山東省電力現貨電價呈早晚高峰，中午低谷的特點，峰谷價差大，所以獨立儲能參與日內現貨市場交易后，可以賺價差的錢，這是一種盈利模式。

只要參與了現貨市場，就相當于打開了儲能的收益渠道，盈利性問題將會得到改善。

重視市場結算，中長期與現貨市場穩穩銜接

市場結算章節第84條顯示：“電能量批發市場可以按以下兩種方式結算：1）現貨市場全電量按現貨市場價格結算，中長期合同電量按中長期合同價格與中長期結算參考點的現貨價格差值結算。2）中長期合同電量按中長期合同價格結算，并結算所在節點/分區與中長期結算參考點的現貨價格差值，實際電量與中長期合同電量的偏差按現貨市場價格結算。“

解讀：

因為中國和國外電力市場建設路徑不同，國外是先建設現貨市場，后建設中長期市場。而國內是先建設電力中長期交易的，現貨交易為輔助。所以文件之所以濃墨重彩把結算方式寫的最詳細，篇幅最大，目的就是希望在加速推動現貨市場建設時，避免結算方式混亂、沖突，使得中長期交易和現貨市場實現更好的銜接。

探索容量補償機制，同時又給各省留有空間

容量補償機制與現貨市場銜接第六十七條表示：各省（區、市）/區域要按照國家總體部署，結合實際需要探索建立市場化容量補償機制，用于激勵各類電源投資建設、保障系統發電容量充裕度、調節能力和運行安全。開展現貨市場的地區，要做好市場限價、市場結算、發電成本調查等與容量補償機制的銜接。具備條件時，可探索建立容量市場。

解讀：

容量補償機制是對發電企業的裝機容量或可用容量進行直接補償以刺激發電投資的方法。

這點也有歷史背景，因為過去傳統發電方式是火電，但未來一定是新能源作為發電主體，傳統火電也從主體電源類型轉為調節型電源，而成為輔助角色后其發電利用小時數將下降，難以覆蓋投資成本，所以隨著傳統火電轉型，盈利模式也需要轉變，需要容量市場機制來保障其成本回收，保障火電盈利穩定性。

此條規則即指明了各省的方向，又給各省留有空間，因為不同地區能源結構差異大，電力市場建設進度不同，所以并不能過分細化。

總體而言，此文件仍屬于綱領性的頂層文件。但是已經明確鼓勵多元經營主體參與，對于目前儲能、虛擬電廠盈利模式不清晰困局，有巨大的推動作用。隨著現貨市場越來越完善，儲能盈利難，虛擬電廠盈利模式不清晰等問題，都很快會得到解決。

作者： 來源： 華爾街見聞 責任編輯：jianping