当前速读：甘肃成为西北五省区较为成熟的电力现货市场

作为首批电力现货市场试点省份之一，甘肃自2022年5月至今，已进入现货连续长周期运行阶段，成为西北五省区较为成熟的现货市场。由于新能源装机占比已超过50%以上，甘肃对储能提出了较高要求。根据甘肃省能源监管办披露数据：截至2023年3月底，甘肃已建成投运新型储能项目35个，装机总规模61.5万千瓦/132.3万千瓦时。根据笔者的了解，目前甘肃电网投运的储能主要为新能源配储。

新能源配储在定位上视为与场站为一体，在系统无需求的前提下具备一定的自主调度权限。因此，新能源配储丰富了甘肃市场主体在现货市场中的盈利场景。但是新能源配套储能在现货场景下的运行过程中也出现了众多挑战，如电价预测困难、储能收益测算复杂等，那么应该如何应对这些难题与挑战？

(相关资料图)

现货场景下新能源配储盈利场景

场景一：限电时段充电，现货高价时段放电

甘肃电网河西区域新能源场站在大风季存在一定限电，可利用储能将限电时段的限电量储存起来，在电网供需宽松时放电，增加上网电量。

场景二：现货低价时段充电，现货高价时段放电

甘肃电力现货市场出清电价上下限分别为650元/MWh、40元/MWh，河西区域因新能源装机大，在中午光伏大发时段实时现货市场电价会出现40元/MWh的地板价，而在晚高峰时段实时现货市场电价一般会超过400元/MWh，因此可利用储能进行电量搬移赚取价差。

场景三：利用储能减少下网电量

以某风电场下网电价为例：峰平谷时段下网电价分别为534元/MWh、444元/MWh、367元/MWh。可利用储能设备减少小风天的下网电量，进而减少风电场的下网电费。

现货场景下新能源配储运行难点

1.电价预测困难

现货场景下对电价的预测能力直接决定新能源配储的盈利能力。对市场主体而言，肯定是想在实时现货市场最高点放电。但是实时现货市场电价出清时段为2小时，而且随着时间的推移电价还会有所变化。有时候会出现在某个时间节点的出清电价较高，但到了那个时间点后价格又发生了变化，反而收益受到影响。也会出现预测电价比较低，没有修改自计划，结果实际出清电价会很高，进而错过了收益最大的时间节点。

2.储能收益测算复杂

目前，新能源配储无法参与调峰辅助服务，因此收益主要来源于减限增发和电量搬移两方面。笔者在文章第三段落罗列的三个储能常见的场景，每种场景储能的放电收入和充电成本相对容易量化。但在实际运行中，储能在充放电过程中可能涉及多个场景，还有可能在限电及低电价时段，利用一部分本应上网的电量进行充电，这就会使得充电成本的测算异常复杂，进而影响储能收益的准确测算。

3.充放电影响AGC下发值

众所周知，储能设备的充放电过程会改变风电场的实际上网出力。为方便大家理解，笔者在这里举例说明：假设某风电场储能最大出力为3万kW，在某时刻风电场理论功率为10万kW，AGC指令为8万kW，此时处于限电状态。如果这时候储能充电功率设置为2万kW，这就会造成实际上网出力为6万kW，上网出力跟不上AGC指令，系统会认定风电场出力较低，会降低AGC指令，进而在一定时间内使限电增大。

4.储能设备运维能力有待提高

储能作为电力市场中的“新军”，现阶段市场主体对其了解较少，如何在各种场景下选择合适的充放电策略，如何对其进行正确的维护，如何在收益与储能运行安全间取得平衡，对运维人员来说还处于摸索和总结阶段。

如何应对新能源配储运行难点

随着甘肃省新投新能源场站的不断投运，储能装机容量也会迅速增加，储能在市场中发挥的作用也会越来越大，对调峰、调频及维持电网稳定运行也会愈发重要。

对新能源场站而言，储能在现货场景下的收益也会较为可观，而这就需要市场主体具备新能源配储的运行能力。结合笔者在甘肃现货市场中的尝试以及对新能源配储的理解，提出以下建议措施：

1.利用竞价空间及功率预测提高电价预判能力

现货市场中供需关系决定现货电价，而现货系统中会对当天的全网供需关系进行披露，可结合披露信息、功率预测以及已出清的两个小时内的现货电价进行再预判。

2.拆分充电场景，提高收益测算准确率

新能源配储的放电收入测算较为简单，而多场景下的充电过程成本测算较为困难。针对此现状，可尝试将充电过程中涉及的场景进行拆分，计算各个场景下的充电成本。

3.优化储能控制策略

储能设备的充放电功率控制较为灵活，运行人员需要结合各个场站的AGC指令下发逻辑、不同的充电场景，设置不同的充放电策略，并基于实际运行效果，持续不断的优化储能设备的运行控制策略。

4.积极调整场站自计划

根据《甘肃电力现货市场结算实施细则（V2.5）》实时市场相关结算条款：新能源场站通过“辅助调频”功能，超过实时市场出清发电计划增发电量，即Q实际上网,t＞Q实时现货,t，其超过实时现货市场出清电量的增发部分，按照现货市场最低结算限价结算。需要在储能放电前调整场站端自计划，避免将放电电量认定为“辅助调频”增发电量。

5.加强储能运行能力建设

针对储能运行能力建设，笔者认为可从两方面考虑：加强运行人员培训和借助储能厂家的力量，尽快编制现货场景下新能源配储运行指导手册，将其固化为组织能力。

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