136号文的发布，让几乎所有的储能从业者都意识到储能已不得不参与电力市场了。失去了强配政策保驾的储能，参与电力市场，成为未来最大的想象空间。
2024年5月，国家发改委发布的《电力市场运行基本规则》（2024年第20号令）中明确了电力交易分为三类：电能量交易、电力辅助服务交易、容量交易，但这三类各自又包含着多项交易类型。而不同区域的电源结构、电网结构、负荷情况纷繁复杂，又导致了电力服务的需求各有特点。
就如同一个略显调侃的评价一般，电力市场，是世界上最复杂的市场，没有之一。储能参与电力市场，巨大的想象空间也意味着复杂的决策。储能，究竟要参与什么样的电力交易，如何参与这些电力交易，又将形成怎样的盈利模式？成为了大家最为关心的问题。
本文结合华北电力大学电气与电子工程学院副教授、中关村储能产业技术联盟电力市场专委会秘书长，郑华在“‘聚势WE来’专题沙龙”中的演讲《解读136号文对储能及新能源行业发展的影响》，与读者共同探讨以上问题。
新型电力系统与电力市场对储能的需求
我国电力现货市场正在加速建设。截至目前，山西、广东、山东、甘肃、蒙西已经转入正式运行，2025年大部分区域将进入长周期结算试运行，2026年底，绝大多数市场要转入正式运行。所有的市场主体，不管是买方（负荷侧）还是卖方（源侧），也不论电能量交易、电力辅助服务交易还是未来容量交易，改革的方向都将由政府定价转为市场定价，由市场竞争实现各方利益的再平衡与调节。
在这样的背景下，为电力系统提供调节服务的储能，作为灵活性资源之一，也将在电力现货市场的环境中获得盈利机会。
储能在电力系统中的应用，需要从电力系统需求的角度出发，根据不同省区的灵活性电源（火电、水电、抽蓄、储能等）、波动性电源（陆上风电、集中式光伏、海上风电、分布式光伏等）、外送通道（直流、交流）、网架结构、负荷特性（含负荷侧灵活性调节资源）等，结合供需电力和电量平衡情况进行具体分析。
总体而言，未来我国不同省区的供需平衡特性差异较大，送端省区和受端省区存在明显不同：
送端省区以集中式新能源为主且本地区电价承受能力有限，电源侧配储和独立储能存在一定的需求空间。
而受端省区多以分布式光伏为主且电价承受能力较好，配网侧独立储能和用户侧储能存在一定的需求空间。
同时，随着各省区波动性电源装机占比的快速提升，各省区对于灵活性调节资源在不同时间尺度上的需求也将呈现出明显的差异化和不匹配性：一方面需要更大时间尺度的系统平衡能力，如季节性、跨年度等更长时间周期的调节需求；另一方面需要更小时间尺度的系统调节能力，如分钟级、秒级、毫秒级等更小时间周期的调节需求。
但是现有的新型储能在时间尺度上，仅能匹配多日以内的调节需求，尚未出现能够覆盖新型电力系统在更长时间尺度上的需求的储能技术。于是，根据不同时间尺度的调节需求，储能的应用在技术选型上，也将分为不同类型：
短时高频：飞轮、高倍率锂离子电池、超容正呈现出一定的经济性；
多日内低频：锂离子（低于6h）呈现出一家独大的局势，钠离子电池短时内难以大规模替代；全钒液流电池储能和压缩空气储能正呈现一定的成本效益；储热蓄冷正快速发力；
长时低频：传统电源是最好的长时储能；虚拟电厂和氢能未来具备潜力。
电力市场中，储能价值的实现途径
我国的电力市场化改革已经进入深水区。
省级/省间现货市场正在加速推进，部分省级市场集中式新能源全电量已市场化，分布式新能源余量正逐步市场化；区域级（南网）现货市场正在形成，区域内市场交易机制协同化；适合灵活性资源发挥价值与作用的市场机制正加速落地。
在这其中，新型主体引起的新模式、新业态将会涌现，通过参与市场化交易获取收益已经成为必然趋势。无论是新能源还是储能，都将由原来固定资产投资的模式转变成运营模型。
对于储能来说，需结合不同的应用场景，综合考虑具体角色以及可以实现的价值：
在电源侧，需要区分新能源配储、常规电源配储还是沙戈荒基地或外送配套电源配储，依托的卖方主体不同，源侧配储将体现出不同的价值定位；
在电网侧，需要区分电源汇集站独立储能、高压输电网独立储能，还是配网独立储能，从属性而言，电网侧都是独立储能，但目前已出台的独立储能政策尚未覆盖配网中的独立储能；
在用户侧，需要区分单一类型用户或园区，还是虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网等聚合类主体。
具体而言：在源侧，新能源+储能的场景中，要充分考虑储能在交易风险规避方面、减免电量偏差考核等方面的价值；在沙戈荒、直流配套外送电源的场景中，在实现电能量价值以外，也需考虑其调节、环境、减免考核等价值；对于独立储能，电能量、调节服务、容量价值都需重点关注；用户侧应用场景中，单一技术类型的储能，除常规的电能价值外，还有一定的环境价值可以实现，而聚合资源还可带来可靠性价值。
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应用场景多元化，交易类型复杂化，价值实现多重化下，储能系统集成商也面临着新的挑战。对于系统集成商而言，其竞争力将不再仅局限于系统集成与设备销售，而是需要向更广阔的能源运营领域拓展。
以采日能源为例，采日能源以4T技术：IT信息化技术、OT运营技术、ET能源技术、CT碳技术为基石，构建新型能源互联网平台，提供运行监控、数据测算、故障诊断、信息交互、协调优化、运营管理等服务，立足当下电力市场交易，锚定未来的源网荷储碳多元应用，以全面的“能源运营”理念打造储能运营，致力于实现储能资产价值最大化。采日能源通过数字化应用、虚拟电厂交易及资产金融化三大服务，打造以调节为本质的核心竞争力，实现储能资产运营的全生命周期管理。
136号文后，新形势下储能的机遇与挑战
对于136号引领的新能源全面入市后储能的机遇，主要可考虑三个方面：
一是新型储能和新能源价值转型的机遇。这个机遇存在于各个省份不同的应用场景里，需要从业者耐心分析市场，做好细分市场才能迎来盈利空间。
二是电力现货市场转入正式运行的区域带来的机遇。政策层面的变动风险是新能源及储能经营面临的最大风险，而在政策相对确定或即将确定的区域，该类风险可以做大程度的规避。
三是人工智能。尽管其尚不能解决所有问题，存在着不适用的领域，但人工智能在解决电力市场运营的风险上，已经具有了一定的应用价值。
我国新能源高速发展，提前5年的时间完成了2030年的发展目标，而能源局今年2月印发的《2025年能源工作指导意见》显示，2025年我国新能源新增装机规模还将超过2亿千瓦。
以新能源为主体的新型电力系统的建设仍在加速进行，新能源与传统电源之间的矛盾已经无法通过行政手段解决，把各类市场主体推进电力市场，已经成为不可避免的发展方向。
2022年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），提出改革完善煤电价格市场化形成机制，将燃煤电厂全面推向市场，开启了源侧主体市场化之路。136号文的出台，则意味着所有源侧主体都将被推进市场。
新能源全面进入电力市场，作为为新能源提供调节服务的储能，才有了应用价值。在136号文的框架之下，储能有望形成真正市场驱动的长效机制。而伴随136号文的影响持续深入，储能的应用场景也将发生巨大的变化。
源侧、网侧、负荷侧各场景下储能的应用形态、应用价值，可参与的电力交易类型，以及运行模式各不相同，充分理解电力系统，从系统需求的角度去分析储能的应用与价值实现，是每个储能从业者需要认真考虑的问题。
会议通知 ]article_adlist-->2025年5月15日-16日，第三届新能源电力发展论坛暨第九届新能源电站设计、工程与设备选型研讨会将在山东济南召开。 ]article_adlist-->本次会议将围绕新能源开发投资前端关注的关键话题，包括“十五五”规划方向、电力市场交易规则、行业发展趋势影响、开发建设与创新、源网荷储与绿电应用等话题展开探讨，共同推动行业持续发展。 ]article_adlist-->(会议详情可查看文末海报，扫描二维码报名参会)
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责任编辑：芯闻
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《中国工商业储能市场发展报告2024》：参与电力市场交易能力将成角力新战场
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2024上半年储能政策全景分析：六大趋势，关注电力市场环境下储能应用
2024上半年储能盘点：68.4GWh采招结果和中标企业全景分析
14.4GW/35.1GWh！2024上半年新增并网储能项目全景分析
]article_adlist-->（转自：储能与电力市场）
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