网讯：前段时间，内电调印发了《内蒙古电网新能源配建储能直接调用实施细则（试行）》（下文中简称《细则》），文件中明确规定了新能源配储的两种调用方式：自主调用和直接调用。
自主调用是指新能源配建储能可根据自身新能源消纳需求和储能设施运行状况自主安排充放电计划，在自主调用期间，新能源与配建储能作为一个整体，以发电侧的身份参与现货市场的出清与结算。
直接调用是指在发生危及电力系统安全事故（事件）及其他必要情况时，新能源配建储能接受电力调度的直接调用，这期间的出清及结算方式按照独立储能充放电价格机制执行。
结合蒙西现货市场结算规则，这两种配储结算方式有何区别？对于新能源配储场站来说，哪种调用/结算方式更优？我们在下文以直观的方式展示并分析了两者的不同。
01 不同调用方式结算区别
自主调用期间，新能源与配储作为整体以新能源为主体参与市场。即只考虑新能源放电电量与配储充放电电量叠加后的净放电曲线，新能源与配储整体作为发电侧参与现货市场的出清与结算。
以光伏配储为例，结算电量曲线如下图所示：
图1 光伏配储发电曲线示意图
该光伏配储结算公式为：
而直接调用时，配储按照独立储能充放电价格机制执行，即放电电量作为发电侧主体参与现货结算，充电电量作为用户侧主体参与现货结算。为了满足此结算要求，《细则》中规定，配储集电线应按照关口计量点要求配置双套双向计量设备，上网和下网电量分开计量。
即，储能放电时，主计量点在储能集电线关口表，储能充电时，主计量点在场站出线关口表，储能用网充电量等于场站出线计量数据中的下网电量部分。
图2 新能源配储计量示意图
结合上图来理解，储能放电时，新能源上网电量等于场站出线计量数据减去配储集电线计量数据（若差值小于零则取为零），即新能源结算电费为：
此时的配储作为发电侧主体，采用节点价格及储能集电线关口表的计量数据，以15分钟为计量及结算周期，结算公式如下：
新能源与配储的总电费为：
储能充电时，新能源上网电量等于场站出线计量数据中的上网电量部分，即：
此时的配储作为用电侧来结算，主计量点在场站出线关口表，采用参考点价格，以1小时为计量及结算周期，公式如下：
新能源与配储的总电费为：
当然了，储能并不是一直在进行充放，当储能不充不放时，新能源配储只需要结算新能源部分就可以，即：
从公式中可见，自主调用和直接调用在结算上的区别主要体现在储能进行充电时，这是因为储能充电时是用参考点价格进行结算的。
至此，我们更容易进一步想到，按结算规则来说，如果电厂是处于长期发生负阻塞的区域，节点价格经常低于所在区域的参考点价格，那么采用独立储能的价格结算机制（直接调用）对于该电厂是不利的。
按充放电的电量和频率来说，直接调用时，配储被动接受电网调度指令，无法在电价最优时进行充放电，同时充放电电量也无法保证；自主调用时，配储电站能凭借自主决策能力，在电力现货市场中灵活调整充放电策略，捕捉不同时段的收益机会，从而能够达成收益更优。
因此，对于节点位置明显不利的新能源场站来说，自主调用时收益优化空间更大。
随着《细则》的发布，自7月1日起，新能源配储便可在正常运行期间自主安排充放电计划，而在市场化的出清及结算模式下，配储收益提高的关键就在于对现货价格的精准把握。
02 蒙西近一年半现货价格走势
横向对比来看，分月价格波动较大。2023年1月受春季及元旦假期影响，市场需求不足，且新能源大发，现货均价为全年最低248元/兆瓦时。
7月、8月、9月处于小风季，受新能源出力较少及高温影响，市场需求旺盛，尤其是8月，现货均价飙升到1048元/兆瓦时，达到年度峰值。进入2024年后，由于电源侧新增装机量的增速赶不上市场需求的提升，现货价格较2023年上半年不降反增。2024年1月至5月的现货价格均在430元/兆瓦时以上，普遍高于去年同期水平。
图3 2023年1月至2024年5月蒙西现货分月均价
纵向分时段来看，一天中价格差距较大。蒙西是新能源装机大省，受新能源出力波动的影响，蒙西现货价格的高价时段主要集中在早高峰和晚高峰期间，晚高峰价格最高点在20:00，达到899.52元/兆瓦时，早高峰最高点在7:00，达到691.06元/兆瓦时；相比之下，凌晨和中午时段价格较低，其中14:00现货均值最低。
图4 2023年1月至2024年5月蒙西现货分时均价
经统计，2023年1月至2024年5月月均现货最高价为1080.13元/兆瓦时，月均现货最低价为246.05元/兆瓦时，平均价差达到834.08元/兆瓦时。
分月来看，现货价差高低分布规律性不强。现有统计数据中价差最大的月份是2023年10月和2024年1月，分别为1119.39元和1028.12元。价差最小的月份是2023年1月，为492.27元。除了这个月之外，蒙西现货价差月均值均在6毛以上，足以见得蒙西电力供需在日时间维度上的波动性。
表1 各月价差分布
从价差分布来看，2023年全年现货价差高于1000元的天数占全年总天数的50%以上，现货价差高于600元的天数占全年总天数的63%。
在2024年前5个月的统计中，现货价差高于1000元的天数占前5个月总天数的30%，现货价差高于600元的天数超过了全年前5个月总天数的50%。
图5 蒙西现货价差分布
总体来看，蒙西现货价差波动性强，储能自主充放收益可观。从另一个方面来说，新能源配储的运营方式也在向更加灵活自主的市场化方向靠拢，这将会对新能源主体研判市场形式、把握市场机遇提出更高的要求。
因此，新能源企业急需依托专业团队，做好现货价格的跟踪、预测及分析，紧跟政策变动，适时调整交易策略，才能最大化提升储能资产运营能力，优化企业盈利水平。
03 价格预测辅助高质量交易
在价格预测方面，易能自研气象订正模型，并以气象预测为基底，将订正后的气象预报数据输入供需预测与价格预测模型，最终层层逐一实现对供需和价格的预测，以高精准度、较长的预测周期数据，辅助市场主体进行高质量电力交易，降低交易风险。（点击跳转阅读👉一文读懂：气象预测与电力市场）
目前，精准度方面，基于长期积累的数据和经验，易能在山西新能源月度预测准确率保持在87.1%，现货价格预测准确率在85%。在蒙西，新能源出力预测平均准确率达87.8%，D-1日实时省调负荷预测平均准确率98.6%（以上精准度计算来自于2023年全年预测均值）。对于中长期价格，易能可预测至未来45天。现货价格可预测至未来3-7天。
图6 易能交易辅助决策系统价格预测
— 写在最后 —
当下，电力市场化改革深入推进，新型电力系统构建基础不断夯实。价格引导供需的市场机制已成多方共识，各市场主体在电力交易过程中机遇与挑战并存。
面对复杂的市场交易数据和价格波动机制，科学的交易决策成为了市场主体保证收益的关键。作为电力交易服务商，易能一直在不断提升自身的技术实力与专业能力，构建了涵盖气象订正模型、供需预测模型、价格预测模型等在内的易能模型库，并运用海量数据不断训练优化模型，在预测精准度上取得了显著成效。
此外，我们还有专注于能储行业的【中网能储】，展望未来，期待以数字平台、交易服务、交易咨询为纽带，充分发挥我们自身的技术优势与交易能力，与更多的市场主体一道推动电力市场的高质量发展。
