工商业储能的表前价值

临近年末，各地陆续发布下一年的交易方案，一个比较有共性的特点就是中长期交易分时化，随之带来的就是零售交易的分时化。

25年内，有诸多地区修改了当地的分时电价政策，而且在政策原文里有如下类似的提及，比如本政策适用于电网代理购电的工商业用户，市场化用户的分时电价由市场规则形成。

市场化用户中分为两类，一类是直接参与批发交易的批发用户，因为在批发市场中，中长期要按分时签约，现货市场更是时间颗粒度更为细致的交易周期，所以这类用户通过批发交易就可以直接形成各时段的购电成本。

另一类用户是零售用户，在零售市场内直接购电，对应的时段划分虽然不及批发用户那么细致，但零售分时签约多以月24小时形成24个时段的零售电价。

各时段的零售电价再叠加输配电价，线损费，系统运行费和基金一起构成本时段的到户电价，而后四者多数省份已采用顺价叠加的形式，即不再参与到分时浮动。

零售市场分时对工商业储能这样依赖分时电价获利的表后资源运行就带来了影响，今年的湖北，明年的陕西和四川等地零售新政对这类资源原有收益模型带来了挑战。

在昨晚的直播中，我们尝试分析如何把工商业储能的转移电量价值由表后转移到表前，因为多数工商业用户不再试行政府的行政分时，市场分时的结果使得原本旱涝保收的用户侧分时电价不再有效，取而代之的是更加复杂的市场化分时结果。

虽然由简单变得复杂，但从另一角度看却由不确定变成了确定。很多分布式光伏和工商业储能现在面临的投资和运营风险是政策风险，因为他者定价的方式使得这类资源的价值要以政策为依据来进行推算。

可近年来，随着现货市场的广泛开展，一定时期内相对固定的行政分时时段和现货市场所反映出来的各时段价格高低难以有效匹配。

通过政令制定的分时时段反而与长期市场结果相反，这样就会阻碍市场价格信号对用户的引导，所以分时电价政策的修改也愈加频繁，给光储等项目的收益带来了极大的不确定性。

既然市场化的分时结果已经取代了行政分时手段，那么表后这类资源就应该把运营逻辑转向更加确定的市场，这里的确定并不是说市场内的价格稳定，而是说市场内的规则相对稳定，运行逻辑基于微观经济学原理和电力系统运行等理论不至于有过大的变化。

而多数地区所采取的零售分时电价与批发分时电价联动的政策又给表后资源的价值表前化提供了基础，接下来我们从以下几个方面来分析一下整个链路。

现行储能价值体现要素的变化

目前常规的表后工商业储能所体现的价值就是基于事前已知的分时价格信号安排削峰填谷运行，根据时候核定的调整电量以及相应时段的分时电价形成最后的节约费用。

这里的分时价格信号多来自于政府发布的行政分时时段，事后的电量和价格也可以由电费账单和电表数据中获取。

只有这三者都存在，一个工商业储能项目才可以把完整的价值都核算清楚，即：

这三个要素如何获得，在当前的情况下可能会发生一些变化，比如很多市场化分时的用户不再适用政府发布的分时电价政策，没有明确的价格信号储能就不知道该什么时候进行电量的充放了。

同时在营销发给用户的电费账单上，因为交易电费的复杂，在此账单我们也只能看到一个和交易费用有关的总电量、总电费以及用这两个数值反算出来的均价。

可以明确的是，市场分时价格的信息就包含在这总费用里，但没有展示出的分时价格就要到交易中心平台下载当月的零售账单才可获知。

最后是充放电量的核定，过去可能通过储能表计上的月峰、平、谷各时段就可以获取到当月完整的充放电量，每天的峰时段放电量在当月的放电价格一致，这样就可以达到结算的要求。

但现在多数零售分时用户执行的是月24小时价格，所以必然要把三段式的计量细分成24段式才可以区分出相同价格时段内的充放电量。

而电表还没有按照24个费率段来划分日时段表，所以月度充放电量的统计要通过每天放电量加和来获取。

批零联动下的传导机制

储能的削峰填谷作用最直接的还是体现在零售账单上，从事后来看，通过月24小时时段的电网用电量以及储能表计的充放电量还是可以还原出用户实际负荷在没有储能时的各时段用电量。

而且零售账单也能体现月24小时价格，这样依然可以和之前一样核定出储能的总节约费用。

不过具体月24小时零售价格如何形成，虽然各地规则有所不同，但看明年一个较大的共性点就是与批发侧的价格强联动。

那么也就说储能在削峰填谷降低零售电费账单的同时也在降低对应的批发侧购电成本。

两方面的因素都与售电公司有关，所以储能转移价值的必要条件就一定要与售电公司合作，考虑到合作的成本以及批发零售结算的复杂性，可以说未来储能和售电必然要一体。

储售一体

我们再来梳理一下这个价格链条，批发市场分时价格传导至零售月24小时价格，储能基于此进行的削峰填谷所产生的结果就是降低了零售电费和批发成本。

如果零售电费降低的更多，那么对于售电公司来说利润就会受损，但因为零售电费的降低导致用户最终的零售电价更低，所以具备了扩量获客的基础。

如果批发成本降低的更多，那么对于售电公司来说要看零售分时联动的是市场的均价还是自身的均价。

如果是市场的均价，那么相当于扩大了度电盈利；如果是自身的均价，那么相当于完全透传，盈利不会发生任何变化，不过因为零售电费的降低还是会对获客带来一定的帮助。

我们最为希望的是在批发侧能够降低更多的购电成本，这样就可以让储能给售电公司带来更多的盈利。也就是说对应转移时段的批发侧购电价差要大于零售侧对应时段的价差。

当然，储售一体的另一个原因就是唯有售电公司的加入才可能将成本节降的价值数据化，只凭几张用户侧结算账单肯定不够，需要更多的批发市场数据来核算，所以最好是一个主体，这样不至于因为数据核算的真实性而掩盖了实际所产生的价值。

批发侧的高价差在哪里

批发市场分为中长期市场和现货市场，虽然都实行了分时签约和分时交易，也会形成分时交易结果，但因为高比例中长期签约电量的要求，外带部分交易量较大的中长期交易窗口内允许的交易上下限价格差较低，所以中长期交易的分时结果不会有过大的明显价差。

现货市场内虽然结算的电量少，但毕竟还具备了一定的价差基础，所以储能的主要目标是现货市场。

储能的价值转移的三个必要要素中有两个是可以先解决的，第一个是转移电量对应时段的价格，这点可以通过售电公司知晓，包含零售还有到户；第二个是转移电量的确定，这是可以通过技术完成的。

还剩一个要素，就是事前的价格信号，这也是最为关键的。

而锚定现货市场后，这个价格信号也只能选择日前市场出清的价格信号，并以此为基准来设定次日储能的充放电曲线。

虽然现货市场内的结算有日前和实时两段，而且价格可能因为边界条件的变化而不一致，但除此之外也找不到更加适合且有参考意义的价格信号了。

至于为何储能转移的电量可以通过现货市场的价差来体现价值而不是通过整个中长期的均价体现价值，是因为并非全部电量都要以中长期签约并结算。

各地比例不同，但剩余的至少10%电量放到现货市场内结算时没问题的，而储能调整电量占比用户整体电量也不会很高，10%左右的水平也比较适中。

所以90%电量按要求进行中长期签约并获价，储能不影响这部分电量的批零情况。

但剩余10%的电量中，将部分日前高价时段电量安排到低价时段进行充放电，就可以完全获取这部分的价差，而价值体现的转移就在此处。

关于这部分内容，在直播中我们用了一个算例来说明，而且储能转移高现货价格时段电量不仅能带来现货内的削峰填谷收益，还可能带来高现货电价时段中长期和现货之间的套利收益。

当然，还要承认存在日前和实时价格不相符的风险，如果边界条件改动不大的话，二者价格较为一致，那么就相当于用储能充放电改变了用户交易曲线，进而实现了现货市场内实时和日前的物理对冲。

小结

基于市场化分时下，我们讨论了储能的价值转移，如何由表后移动至表前。

可以说这是必然的归宿，但在转型过程中，暂时难以看到当年那么高的投资回报。

不过既然从零售价差转移到了现货价差，那么何时现货价差可以有比较稳定的表现？

我觉得还需要更多的新能源进入系统运行后才能够实现，传统的的水电和火电成本较为明确，这类电源做主力时现货市场稳定的价差难以日日复现。

而当新能源做主时，因为资源的不确定导致可能局部时段供给大量过剩，而局部时段供给紧张，加之现货上限价格的提高以及剩余转型调节资源的火电机组需要依靠有限的高价发电时段来获取收益，这样有可能在月内的不同日期里形成较高的价差。

同样，对于新能源类的投资我们也要回归理性，在降低预期和提高价值之间找到平衡点。

因为我总觉得，在能源电力这个行业，难有稳定的高回报，一个稳步前进，细水长流的节奏也更加符合这个行业的调性。