表后光储：跨时空的源荷匹配

电化学储能系统在电力系统中的应用场景大致可以分为5类，分别是源侧、网侧（主网）、台区（配网）、工商业以及户用储能。

在这些场景中，储能有不同的接入位置，根据市场主体与电网公司的产权分界点来区分，可以把源侧、工商业以及户用都放置于表后的区域，可称为表后大小储，因为这些接入场景中，除了储能以外还有其它电源或者负荷。

从用户的角度看，源侧储能好像个头也不小，而且距离自己甚远，为何也能叫表后呢？

这个表就是发电厂与电网公司结算电表的意思，因为储能安装的位置在电厂自身的资产范围，所以也被我当成表后的储能。

当然，现在的发电单元除了那些大型的火电厂、水电站、新能源场站外，也有容量较小，分布较散，但是数量众多的小型电源。

比方说自发自用分布式光伏的余量上网电、分散式风电以及全额上网的分布式光伏等等。

自136号文发布以来，新能源电量全面入市交易让很多光伏从业者都在琢磨一件事，既然依靠自然发电曲线在电力市场中难以获取较高的价格，那能不能借助储能设备来调整电源实际的上网曲线，进而在某些高价时段获取收益呢？

也就是在电源侧配储来调节出力曲线的方案到底可不可行？有没有什么替代的方案也能实现稳定收益的效果？

今天的文章我们就来尝试分析一下这个问题。

源储的可行性

讨论一个方案的可行性，既要有技术维度，也要有经济效益上的考量。

如果只从技术的角度出发，电源侧配置的储能系统，根据第二天预测的各时段发电量以及现货市场价格，是可以提前准备“发电曲线”的。

比方说一个大型光伏场站，没有参与中长期市场，我们也暂不考虑机制电量的场外补偿事宜，那么场站可以获取收益的市场就只有现货市场中的日前和实时两部分。

不论是报量报价参与还是报量不报价参与，我们之前的文章分析过新能源的长期博弈后选择基本就是按地板价来申报，所以是否报价就没什么区别了。

这两种方式下都需要在日前市场申报一条96点出力曲线，作为调度日前出清的参考。实时市场沿用场站的日前报价信息，但需要场站在运行日继续申报超短期功率预测曲线，作为实时市场出清的依据。

新能源场站在这两个市场间想要实现跨市套利，那么就要对自身出力以及日前和实时市场价差方向能够做出准确的判断。

这属于日前和实时之间套利的范畴，考量的是按照实际预测曲线，在日前市场是多报量还是少报量的问题。

但配了储能的场站要考虑的是某个市场中的不同时段的价格差距，在电价较低的时段减少上网电量，在较高的时段再行放出，进而实现电量在同一市场间不同时段内的套利。

一定程度上这也与依赖于预测，但多数情况下白天时段的现货价格是会低于晚高峰时段的。

倘若日内储能存储的光伏电量机会成本是0价格，甚至是某些地区的负电价，而放电时段可位于更高的价位，那么度电的收益还是很可观的。

这种套利方式其实和网侧的独立储能非常类似，但相比于独立储能，源储的充放电损耗虽然还在，但是在一些省份却可以少承担损耗电量的输配电费、附加基金以及线损和系统运行等费用。

所以源侧配储的经济效益完全取决于在现货市场中可以捕获的充放电价格差，不过并非每一个运行日的日前和实时市场内都会出现如此极端的价格差。除此之外，还有政策因素我们也不能忽视。

那就是当地现货市场申报信息中，是否允许光伏这类电源在其非发电时段依然可以有上网电量？

有些地区规定光伏场站申报的发电曲线只能在发电时段有数值，其它非发电时段不得申报大于0的数值，那么这也就意味着想要靠储能把白天的电量挪到晚上放出来就行不通了。

可见源侧配储的目的是为了给光伏上网电量曲线“塑形”，使其能够适配现货市场价格的高低，这个想法也被很多小型分散式的户用光伏讨论过。

即能不能在这些小电站侧也配置一些储能，然后一起聚合成电源类虚拟电厂参与市场交易，通过储能对发电曲线的调整来实现量价的匹配，进而获取更高的收益。

这个逻辑其实和大型光伏场站配储的方式是一样的，抓的也是现货市场不同时段的价格差，但集中配储和分散配储不论在造价以及运维和管理成本上都不可同日而语，所以我觉得二者虽然获取的收益方式差不多，但投入成本可能不在一个水平上，那么对户用光伏挨个配储的方式我觉得不太可行。

136下的分布式光伏收益

我们把目光聚焦于这些小散的全额上网光伏项目上，每个项目大则几百千瓦，小则几十甚至几个千瓦。

这些电源在136号文下也都要参与到电力市场中，可选且可行的方式无外乎找聚合商以报量报价的形式参与交易，或者直接接受现货市场价格。

对于存量的场站，大多数地区的存量分布式项目之前都是全额收购上网电量，136号文衔接以往政策的话也就意味着在全部的发电量都将被纳入到机制电量中。

这些电量市场初期不再进行其它方式的差价结算也就意味着不再参与中长期以及日前市场，只参与实时市场。

如果是报量报价方式参与的，那么每个交易周期的发电量×对应所在节点的节点电价，日清月结。

如果是接受市场价格方式参与的，而且全部上网电量月清月结，那么执行的价格就是全月同类项目的实时市场均价，这个价格也是机制电量差价结算的那个减数。

相当于说，全部上网电量都纳入机制电量的存量分布式项目，如果选择接受市场价格方式参与交易，那么实际上在电能量市场中可以获取的电费就是上网电量×机制电价，存量项目的机制电价如果是当地燃煤基准价的话，这部分收入和过去无异。

所以，我觉得这类型的场站就没必要折腾搞聚合了。

那么对于增量项目，首先能纳入到机制电量中的上网电量大概率不是全额的上网电量，竞价之后会有个中标比例，而执行的机制电价往往也不可能是燃煤基准价。

那么这类项目的上网电量收益公式就比较复杂了，我们展开如下：

非机制电量的部分可以在中长期市场签中长期合约，也可以参与到日前市场的结算。

假设非机制电量部分预测精准，中长期合约分解电量，日前申报和对应的实际非机制电量各时段完全一致，那么相当于非机制电量的收入就是中长期合约价格。

而机制电量的部分一方面会享受到场外机制电价和同类项目实时均价的价差补贴，另一方面在场内根据实时市场对应各时段节点电价形成场内收入。

同一地区，同类项目的实时市场均价和某个项目的实时市场均价虽然会有所差别，但我觉得差距不会太大，假设二者一致的话，相当于机制电量部分的收入就是机制电量×机制电价。

那么，现在的问题就是假设增量项目全部电量最终都是按照这个机制电价来结算，会不会有人来投这类光伏项目？

如果答案是肯定的，那么我们需要做的就是给非机制电量部分找到匹配的中长期合约。该合约符合光伏发电曲线，并可以把价格统一定价为机制电价。

用户侧储能的跨时空匹配

理论上讲，做好场站的功率预测和信息申报，做好中长期签约，找到适合自身发电曲线的交易方，那么就可以实现全电量按照机制电价来获取收益。

功率预测的事儿先放到一边，我们只看中长期合约的签订。

按照常规来讲，光伏很难签到合适的中长期合约，原因在于曲线的独特。

如果以光伏发电曲线签约，那么势必价格也不会高到哪里去，因为大家也清楚光伏发电高的时段现货市场价格是高还是低。

如果以别的曲线比如平线或者统调曲线签约，那么光伏又会面临大量的调仓交易工作，最后形成的交易结果可能也不会太高。

和光伏发电曲线能够匹配的负荷难找，那么如果有负荷能够在用户侧这边来配合发电曲线，是不是也就有了可以配对的交易方呢？

我觉得一个可能会出现的场景就是集中式的电动汽车充电站。

源侧依靠虚拟电厂聚合商参与市场交易，负荷侧依靠售电公司或者也可以找负荷类虚拟电厂来参与市场交易。

集中式充电配储的优势不仅在于临时充电负荷的软增容进而节约扩容成本，也在于2030年后可能抵消的基本电费，所以我觉得理应成为任何有独立户号的充电站的标配。

充电站的运营收入无外乎来自于充电费，其中包含了服务费和电能量的费用。

如果能够获取更低的网侧电价，那么传到给终端充电用户的价格也就会低，这势必也会成为充电站的优势。

常规方式下，充电站的电量由售电公司代理交易，混于售电公司整个交易电量大盘子中，那么不论是电动汽车网侧的充电量还是储能电池的充电量，都要对应一部分中长期合约价格。

但如果可以把负荷侧聚合起来的储能充电量与源侧聚合起来的户用光伏发电量匹配，那么这部分充电量可以获取相较于常规中长期合约更低的价格，而同时可以保障源侧户用光伏的收益。

但这种方式比较适宜于户用光伏主体和充电站主体是一家的情况，比较好协调，两类资源同一家虚拟电厂聚合，也比较好进行交易上的操作。

这不失为一个可以研究的方向，而且我觉得相比于在户用光伏源侧配储，这种在负荷侧配储的方式更加适合。

根本原因就在于储能的灵活性，可以双边塑形，配合源侧发电曲线进行消纳，再配合负荷侧曲线进行消费，跨越时空实现了分布式电源和分散式充电负荷之间的匹配。

小结

虽然这还是个不成熟的想法，需要进一步的研究和分析，但我觉得需要把工商业储能的应用层面扩大一下。从用户侧的电费中跳出，看向更加广阔的电力市场。

虽然最终影响的还是用户的结算电费，但这种方式不是以往那种遵循既有到户电价后的电量调整，而是把对价格的影响也纳入进来，在电价最初始的地方找到一个可能适合自身存在的位置。

本质上电力这种商品，虽然无法完全去中心化，也并不存在全部点对点的交易和交割。

但依然还会有在不同交易市场内的买方和买方，双方在市场规则下共同协商出一套互惠互利的方案，同时加强自身的发电出力以及负荷使用计划的执行，那么也势必会在这个复杂的电力市场中找到归属于彼此之间的那份确定。

想签中长期但没办法签中长期的光伏，不想签中长期但必须签中长期的负荷，某种程度上存在匹配的可能。

而且这种可控的负荷在良好的功率预测下可以尽可能匹配电源的波动，所能获取到的奖励就是更低的负荷用电价格以及更高的电源发电收益。

以上是未来工商业储能电能量应用的一个想法，与大家探讨。