在双碳目标背景下，发展以新能源为主体的新型电力系统成为我国电力行业的时代使命。目前，风电和光伏产业已迈入新一轮增长周期，储能技术也在加快步伐融入电力系统，为能源生产消费革命提供支撑。

风光储参与电力市场的现状

近年来，中国电力市场不断推陈出新，全国统一电力市场体系建设也在稳步推进。然而，新能源参与的程度存在差异，风光储需要积极寻求复杂环境的合适参与方式。

风光储参与电力市场所面临着多样化挑战，包括市场环境的复杂化、交易品种的多样化、交易次数的高频化以及多市场的融合化，机遇与风险并存，这也为风光储等资产多元化带来了巨大的契机。通过优化交易策略，精准应对市场风险，利用大数据资产进行高效决策，风光储能可以在电力市场中找到更多的机会。

与此同时，储能作为新兴主体，在参与市场的过程中，还要考虑市场环境的多变性、市场规则尚不健全以及市场经验相对不足等诸多问题，储能场站本身同时面临着经济性和安全性的挑战。展望未来，政策的走向以及相应的技术进步将起到关键的推动作用。

储能成重要技术支撑

在风光储一体化发展的过程中，储能成关键技术解决方案。储能作为新能源核心支持，贯穿新能源开发利用的全部环节，可以减少新能源发电随机性、间接性、波动性的难题，通过谷价时段充电，峰价时段放电减少用户侧电费支出，大电网断电时能孤岛运行，对用户侧不间断供电，微电网运行。

但目前我国储能还没有大规模普及，西方国家已基本实现了“光伏+储能”的平价上网。回到储能技术上，储能技术路线繁多，除抽水储能外，还包括新型锂离子电池、钠离子电池、钒电池、液流电池、飞轮压缩空气储能、氢(氨)储能、热(冷)储能等，当前锂电池和氢储能成本过高的问题也对储能大规模推广提出了挑战。

风光储的协同发展，更准确的说是风和光与电网，通过储能来协同发展，天能集团储能业务负责人鹿坚在论坛上表示，我们的电网是基于电磁机理的，潮流自上而下的，暂态稳定的一张同步大网。风光的间歇式发电机理，无法受控，同时转动惯量低，抗扰动能力差，在并网时确实带来了一系列的技术问题，而通过大规模储能可以有效解决这些技术问题。

鹿坚认为，风光储一体化电站，从并网型到构网型，储能在中间起到了至关重要的作用，只有建成自同步电压源的风光储一体化电站，新能源才能更有效地被电网消纳。未来到2030年在碳达峰的状态下，风光装机占比可能达到50%，但是发电占比不足，我们的大电网依然是自同步电网，传统能源依然占据主流，因此对风光储的要求将会越来越高。鹿坚认为，新能源配套储能的规模将越来越大，吉瓦时储能电站将更加普遍，风光储一体化成本也将低于火电。

同时，鹿坚说，分布式新能源越来越多，将会有更多的省份要求分布式新能源配储。储能既可以配合新能源，也可以独立运营。一方面储能可大幅改善分布式新能源的电能质量，满足电网要求。另一方面储能可以有效进行削峰填谷，帮助企业降低用电成本。天能集团在这一方面做出了很大的尝试和推动。鹿坚说，储能即是负荷，又是电源，结合虚拟电厂技术，可以大幅提高能源使用效率，促进双碳目标的早日实现。

风光储参与电力市场的方法论和技术手段

01 重构业务链条，健全生态发展

在电力市场背景下，不同系统之间不再是孤立的个体，风光储能企业可以通过源荷储资产的聚合形成互动体，共同参与市场。市场则通过供求关系形成价格影响生产端投资决策。但在复杂市场环境下，单一市场个体仅通过自身的力量去寻求收益最大化是不现实的，通过与专业的能源交易服务商进行多层次密切协作，方可实现合作共赢的最优路径。

02 总结实践经验，形成领先理论

在长期积累各省交易实战经验的基础上，针对电力市场的一般框架形成通用解决方案套路，同步建立各省差异化决策逻辑，从指标合理化、策略定量化、执行高效化再到复盘标准化滚动向前更新，由市场引导资产全链条决策，形成投-产-销的联动。

03 加强风险识别，有效抑制波动

身处波诡云谲的电力市场，在决策过程中需要牢牢把控以下几方面，包括价格风险、合约风险、偏差风险、考核风险以及资源禀赋风险，通过基于大数据识别的的风险管理逻辑，企业可以更好地应对市场波动，降低经营风险。

04 数智驱动决策，全面提升能力

重视数据的深度、广度和厚度，充分利用数据资产，实现多资产统筹管理。数智驱动决策不仅提高了决策的准确性，还能够更好地应对市场的复杂性和快速变化，实现决策有据可依，交易能力稳步提升。

市场化是风光储高质量发展的必然选择

风光储是技术进步，也是新能源可持续发展的内在要求。尽管电网企业不应强制要求新能源企业配储能，但有理由对新能源并网质量提出要求，关键是要建立和完善市场机制，在仅仅依靠减少弃风、弃光电量收益难以支撑行业发展、简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值的背景下，创新建立商业化模式、坚定不移走市场化的路子更是不二之选。

一是应确立综合治理和投资多重分担的市场模式。风光发电的波动性及其对电网稳定的影响仍然是新能源进一步健康发展的制约因素。利用储能技术快速响应、双向调节、能量缓冲的特性，可以提高新能源系统的调节能力和上网友好性。储能是未来电力系统的必要组成部分，应建立新能源企业与电网企业共同设计储能参与电力市场的方式及盈利模式，为新能源和储能可持续发展创造机会。无论是从市场化角度还是从落实国家能源战略、保障储能的社会效益看，坚持谁投资获益谁来买单、利益相关方共同承担是比较合理的选项。

二是完善配套政策，打造风光配储的多种商业模式。随着电力体制改革的深入推进，新能源配储能商业模式空间正在打开，储能参与各类电力服务的公允价值缺失，成熟机制不足，储能参与电力市场的实施细则更加缺乏，亟需政策给予配套，促进各种市场化模式的成长。如，由于目前电化学储能成本相较抽水蓄能仍然较高，通过辅助服务机制，对参与电网调峰调频的储能设施从政策上予以保障。青海省明确，在电网需要调峰资源的情况下，储能调峰价格暂定0.7元/千瓦时，优先消纳风电、太阳能发电。新疆对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电电量进行补偿，补偿标准为0.55元/千瓦时。

三是以省级统筹为目标，实现统筹规划、集约建设。当前，根据装机容量按比例配储能，家家都上，遍地开花，满地芝麻，不见西瓜，既不经济，也没效率，造成资源能源和投资的浪费。建议以省级统筹为目标，按照分类调整、分级侧重、统筹规划、集约建设的原则，以市场化手段，在集中风光企业按比例配套储能建设资金的基础上，可以吸纳社会资本，在装机容量大、接近负荷中心的风光场站，集中建设较大规模储能电站，既可以从规划层面解决储能设施小而散、“家家起火冒烟”的弊端，也可以做大储能市场主体。随着储能市场规模的扩大，技术成本逐年下降，电改红利不断释放，储能独立主体地位将得到确立和巩固，可直接参与电网级调峰、电力市场调频等辅助服务市场、备电及需求侧响应服务及电力现货市场交易，把储能的应用价值直接在市场中充分体现出来，实现电网、发电、储能、需求侧的多方共赢。

四是完善标准规范，为风光储发展提供技术保障。我国从2010年开始制定电力储能的相关标准。截至目前，电储能相关的国家和行业标准已达31项，其中已发布或报批27项；团体标准约47项，其中已发布或报批29项。针对电化学储能的国家标准有7项、行业标准有2项，目前均已发布。问题在于，国内储能设施的技术参数、标准规范在加快统一和规范的同时，如何才能得到有效推广执行。不能严格有效地遵循技术标准和管理规范，无疑将导致乱象丛生。在当前风光配储能的过程中，个别风光企业就“按照比例”上了一批环保性、经济性、安全性均不够高且充放效率偏低的储能设施无标可依和标准执行的刚性不强是一个重要原因。

五是借鉴国外做法，建立风光配储奖励扶持机制。国外成熟的电力市场，新能源侧的储能超过50%的收益源于参与电力市场交易、辅助服务等获得收入，新能源侧的储能发展条件优渥。从国际经验来看，英国电力市场比较成熟，独立储能电站既能参与政府的储能采购计划，还有峰谷价差等收益，有些电站的多重收益甚至能有十几种。韩国则为配套储能系统的风电给予额外的可再生能源证书奖励，使得配套储能的风电光伏电站在可再生能源证书计算中的权重远远高于其他不配套储能的电站。

原标题：风光储如何更好地参与电力市场，走向市场化发展？