新能源与储能联合参与电力市场交易的优化策略
黄常彬
（四川华电珙县发电有限公司，四川 珙县 644500）

      摘要：随着新型电力系统转型加速，新能源与储能联合参与市场交易成为破解波动性消纳难题的关键路径。针对当前市场机制缺位、技术协同不足与商业模式单一等瓶颈，亟须通过多层次市场设计贯通能量—容量—环境价值传导：在机制层面建立容量电价与辅助服务动态竞价体系；技术端开发源储协同控制系统与智能交易平台；商业侧创新虚拟电厂聚合运营模式。同步以立法明确储能独立主体地位，配套财税激励与精准监管，最终构建四位一体的协同生态，为高比例新能源消纳提供市场化解决方案。
      关键词：新能源储能联合体；电力市场交易；容量补偿机制；虚拟电厂
引言
      “双碳”目标驱动下，风电、光伏装机规模持续攀升，但其出力波动性与电网调节需求间的矛盾日益凸显。储能凭借跨时空能量转移能力成为平抑新能源波动的核心载体，二者联合参与电力市场交易已成国际主流趋势。然而我国现行市场规则尚未赋予储能独立主体身份，辅助服务补偿机制缺失导致调节价值难以变现，加之技术协同水平不足与商业模式创新滞后，严重制约联合体市场竞争力。为此，需要进行以下研究。
一、新能源与储能特性分析
（一）新能源出力特性
      风电功率输出呈现波动性和间歇性特征，其出力在短时间内可能发生剧烈变化，且存在不可预测的停发时段；此外，风电出力还展现出明显的季节性规律，通常与区域气候特点紧密相关。而光伏发电出力则高度依赖于太阳辐射，其日内变化呈现典型的钟形曲线，受日出日落时间严格约束；同时，光照强度变化及云层覆盖、沙尘等天气条件会显著影响光伏的实际功率输出水平。
（二）储能特性
      储能系统具有快速充放电的响应能力，可在毫秒至分钟级时间尺度内灵活调节功率输出或吸收，有效平抑新能源出力波动与负荷变化。储能单元的能量存储与释放特性使其能够跨越时间尺度转移能量，在电力系统面临功率缺额或过剩时提供关键支撑，从而增强系统频率稳定性与电压稳定性，是应对高比例新能源接入挑战、保障电网安全稳定运行的重要技术手段。
二、新能源与储能联合参与电力市场交易现状
（一）市场参与规模与增长趋势
      近年来，新能源与储能联合项目数量及装机容量呈现指数级增长，其核心驱动在于政策激励与成本下降的双重作用。区域发展差异显著，资源禀赋优越且市场化机制成熟的地区，如西北、华北率先形成规模化应用，而东南沿海则因土地资源紧张导致增速相对滞后。这种不均衡布局不仅反映区域资源条件差异，更暴露了市场规则适配性不足的问题。从全球趋势看，联合项目正从示范阶段转向商业化运营，但装机容量的地域集中度仍制约着全国统一电力市场的协同推进[1]。
（二）现有交易模式分析
      当前联合交易模式呈现多元化发展态势，直接参与电力现货市场交易已成为主流模式，典型案例如风储联合体通过日前报价实现套利；而辅助服务市场则凭借快速响应特性成为储能价值变现的重要渠道，尤其在调频领域应用广泛。联合交易模式通过捆绑新能源与储能的出力特性，显著提升市场竞标成功率；容量租赁则成为部分区域解决新能源限电的新路径。不同模式在风险分担、收益分配上的制度设计差异，直接决定了市场主体的参与深度。
（三）政策环境与市场机制现状
      国家层面通过配额制、优先消纳等政策明确支持联合交易，但地方细则在准入条件、结算规则上的差异形成制度壁垒。现有市场机制存在三重矛盾，即现货市场短时价格信号难以覆盖储能投资成本；辅助服务补偿标准尚未体现联合体技术优势；容量市场缺失导致长期收益保障不足。这些机制设计缺陷使联合项目面临经济性瓶颈，需建立跨时间尺度的价值回收渠道。政策框架与技术特性的错配，已成为制约规模化发展的结构性障碍。
三、新能源与储能联合参与电力市场交易的问题分析
（一）市场机制层面
      《电力市场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕76号） 虽首次明确新型储能作为独立市场主体的准入条件（需满足并网调度协议、分时计量能力等技术规范），但价格形成机制仍存在结构性缺陷。现货市场仅以电量交易为核心，无法体现储能的快速调频容量价值及电网支撑效用，导致投资回报周期远超项目经济性阈值。更突出的矛盾在于省级实施细则滞后：尽管《规则》允许配建储能转为独立主体，但跨省区交易的技术认证标准，如最大充放电功率阈值尚未统一，形成省际壁垒。
（二）技术层面
      中关村储能产业技术联盟《双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究》揭示了核心技术瓶颈。现有储能技术难以兼顾大容量与高安全性，更关键的是多时间尺度协同控制缺失。实证表明新能源配储系统在应对极端天气功率突变时，因气象—出力预测耦合算法精度不足，导致AGC 调频响应延迟，远低于电力调度要求阈值。数据计量缺陷进一步放大技术短板：分布式光伏计量误差普遍突破IEC61724-1标准限值，而储能充放电损耗结算缺乏GB/T标准规范，引发省间交易纠纷。
（三）商业模式层面
      海尔新能源在 SNEC2024 展示的 AI+工商业储能系统展示了破局路径。通过动态进化控制策略可提升运行效率，但行业整体仍陷于盈利单一化困局。中关村储能联盟数据显示当前发电侧储能收益过度依赖地方补贴，且新能源预测偏差导致现货市场紧张，而储能寿命衰减风险缺乏金融对冲工具。海尔方案AI+工商业储能系统实现事前预警，但系统成本仍制约规模化应用。
四、新能源与储能联合参与电力市场交易的优化策略
（一）完善电力市场机制
      为推动新能源与储能协同参与电力市场实现高效配置，深化电力市场化改革是基本前提，应着力建立以中长期合约稳定预期、以现货市场发现实时价格、以辅助服务市场激活调节潜力的多层次协同体系，尤其需强化现货市场出清机制对新能源波动性与储能响应速度的兼容性，为二者联合运行提供制度载体。在此框架下，针对其支撑电网安全的公共属性，须独立设置容量电价机制，通过科学评估储能在缓解输配电阻塞、替代尖峰机组投资及提升系统可靠性方面的贡献度，形成基于绩效的容量补偿标准，确保投资主体获得稳定回报以维持可持续经营能力。同时需完善电量电价体系，明确储能作为独立市场主体或与新能源联合体的身份定位，允许其通过价差套利、参与调频备用等辅助服务竞标及提供爬坡速率控制等差异化产品实现能量价值与灵活调节价值变现。
      当然，为保障机制落地，还需配套建立市场准入规则与成本疏导机制，明确电网侧与电源侧储能的定价权责划分，并通过合约交易与现货市场联动设计规避价格风险[2]。上述机制协同的核心在于结合多层次市场释放价格信号引导资源优化配置，以容量电价保障系统充裕性，以电量电价激励灵活调节行为，最终形成新能源高效消纳与储能经济性提升的双重正向循环，为新型电力系统构建提供市场化解决方案。
（二）强化技术支撑
      技术攻关的核心在于开发源储协同控制系统，需重点研制适应强波动性新能源接入的功率快速协调算法及动态自适应调度模型，依托风光储联合单元的多时间尺度响应特性构建毫秒级功率平衡机制，通过实时追踪电网频率偏差与功率缺额动态调整储能充放电状态，从根本上强化系统一次调频与功率紧急支援能力。与此同时，需攻克支撑高比例新能源并网的底层装备技术瓶颈，重点突破构网型储能变流器的自主电压构建能力、虚拟同步机惯量模拟精度以及宽频域振荡抑制算法，确保在低短路容量电网工况下持续提供电压稳定支撑与动态惯性响应，为新型电力系统安全稳定运行奠定物理基础。
      基于上述技术体系构建的智能化交易平台应成为市场价值传递的核心载体，须建立覆盖全环节的多维数据采集架构，采用区块链分布式账本与边缘计算协同机制实现发电计划、实时出力、报价曲线及拓扑状态的秒级交叉验证，从源头保障市场数据的时空一致性与防篡改性。平台需深度融合电力物理系统与市场信息流，应用深度学习算法对海量历史运行数据进行特征提取，动态优化新能源—储能联合体的多市场投标策略并生成风险防控矩阵，同时为市场主体提供跨时间尺度的决策支持工具集，涵盖短期功率预测校正、实时平衡偏差分摊及辅助服务机会识别等关键功能。
（三）创新商业模式
      激发新能源与储能协同效能必须重塑商业模式核心架构，关键在于构建多级市场联动运营机制，以虚拟电厂（VPP） 为核心载体整合分布式光伏、分散式风电及用户侧储能的调节能力，依托智能调控平台将碎片化资源转化为具备电网可调度性的“源荷互动”聚合体，使其通过日前电量竞标、实时功率平衡及辅助服务响应的多维度协同参与，实现跨时间尺度的灵活资源价值捕获[3]。同步打通绿证—碳市场价值传导通道，允许储能平抑波动后的稳定出力折算为高溢价绿电凭证，将间歇性新能源转化为可持续环境资产。
      针对投资风险约束，需建立分层风险缓释体系。电源侧通过新能源场站与储能运营商签订捆绑电价与最低消纳量的长期合约锁定基础收益；电网侧将储能提供的调频、备用等系统调节效能纳入输配电价核定范畴实施成本补偿；用户侧推行共享储能容量期权交易模式，经由双边协议或集中竞价形成市场化容量定价机制。利益分配核心在于开发动态贡献计量模型，虚拟电厂运营商需依据各单元实际提供的调节容量精度、响应速度及持续时长构建收益分配算法，并运用区块链智能合约实现分成比例自动执行与链上存证。
（四）明确市场地位与政策保障
      储能系统调节效能释放亟须立法确立其独立市场主体身份，核心在于修订电力交易规则，明确储能单元具备自主响应电网调度指令的法定权利，将电力现货市场报价权、辅助服务竞标权等关键交易权限与常规发电机组同等配置，同步构建差异化准入评估框架，以持续放电时长、功率爬坡速率等核心参数作为技术门槛分级标准，形成基于动态调节能力的市场准入梯度管理制度。面对市场主体退出衍生的系统风险，须建立储能资产退役价值评估与责任转移制度，强制要求梯次利用前经认证机构检测实际容量衰减率，并通过银行履约保函确保存量调频服务合约由新接入储能主体无缝承接。
      在此过程中，要将成本疏导政策贯穿项目全周期，如投资环节将电网侧独立储能纳入输配电价折价范围予以成本回收，对通过技术认证的电源侧配套储能实施容量电价补偿；运营阶段推行增值税增量留抵退税与所得税减免政策，对实际参与削峰填谷的放电量按等效煤电调峰成本给予财政补贴。监管体系设计须实现政策工具协同，依托国家能源局区域监管局建立调度指令执行偏差率常态化审计机制，配套构建储能设施全景监测系统，实时采集荷电状态曲线与调频贡献率数据，形成补贴清算与行政处罚的量化裁量基准。
五、结语
      本文论证了新能源与储能联合参与电力市场的优化路径，即结合容量电价保障长期收益、辅助服务竞价实现灵活价值变现、虚拟电厂整合碎片资源，构建多层次价值回收闭环；依托毫秒级协同控制技术与智能合约平台夯实运行基础；最终以立法明确主体权责，建立财税—监管联动的制度型基础设施。未来需重点突破跨省区交易规则衔接、环境权益市场化传导机制及国际标准话语权建设，推动新能源产业从波动性管理向系统价值赋能跃升。
参考文献
[1] 孙晓龙“. 双碳”背景下新能源电力交易市场机制探讨[J].产品可靠性报告,2024(10):43-44.
[2] 刘畅,李德鑫,张磊,等.含大规模新能源的新型电力市场交易机制研究[J].吉林电力,2022,50(3):1-4.
[3] 宗英杰,庞恒镇.新能源与储能联合参与电力市场交易的优化策略研究[J].投资与合作,2025(4):168-170.