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文章摘要
截止2023年12月17日，安徽省已开展4次正式结算试运行，其中2023年9月和2023年10月分别开展了为期一周的结算试运行，市场运营总体平稳。2023年11月18日～12月17日开展了为期一个月的结算试运行，本次试运行峰谷价差拉开，电能价格一定程度上可反映供需关系。本文在针对本次试运行期间披露的出清价格进行数据分析的基础上，进一步针对独立储能电站的申报策略进行了分析，依照本次出清结果来看，自调度模式下推荐“午充晚放”，当预测日前价格峰谷差过低时，建议以“报量报价”模式参与。
（来源：微信公众号“兰木达电力现货”作者：洪玥）
（一） 安徽省历次试运行概况
安徽省电力现货市场历次结算试运行运行基本情况见下表。
以下就第四次现货市场结算试运行情况进行简要介绍和分析。
（二）出清价格分析
在第四次试运行中，安徽电力现货市场价格水平较前几次试运行下跌明显，日前、实时出清日均价分别约为439元/MWh、432元/MWh，较燃煤火电机组核定成本399.96元/MWh分别约上涨39、32元/MWh，较第三次结算试运行下跌13元/MWh，10元/MWh。日前实时市场30天分日均价走势见下图。
从平均电价的走势来看7号的价格日前和实时的出清价格均为全月最低，试运行最后一周的价格较高，日前实时均价高于450元/MWh，整月均价整体走势先下降和上升。相较于之前试运行，峰谷价差有所拉开。实时出清电价可反映市场供需关系。
从波动率来看，整月日前价格的标准差约为83元/MWh,而实际价格的标准差约为103元/MWh,相较之下，实际价格波动更大。此外，日前价格与实时价格的最大值分别为780元/MWh、783元/MWh，最小值则均为0元/MWh。
第四次结算试运行期间实际价格和日前价格整体走势、基本统计量对比、分日走势分别如下图所示：
整月分时段看，晚高峰时段（16:00-21:00）的日前现货出清均价约为478元/MWh ，实时约为473元/MWh;中午时段（11:00～13:00）的日前现货出清均价为340元/MWh, 实时约为320元/MWh; 早高峰时段日前现货出清均价约为440元/MWh ，实时约为425元/MWh。
具体24个时段日前、实时均值分布如图，可以看到除9:00～14:00的其余时段，日前和实时出清价格相差不大，而9:00～14：00，日前价格的全月平均值高于实际价格10~50元/MWh不等。
用各时段价格的标准差来衡量波动率，日前和实际出清价格的波动率对比如图所示, 整体来看，日前价格、实际价格的波动率分别为64元/MWh, 75元/MWh，9～15点日前和实际价格的波动率均较大，相比之下0～7点、17～24点的价格波动相对稳定。
该图显示了全月24时段日前、实际整体价格分布特征：
（三） 独立储能电站策略建议
在本次结算试运行中，独立储能电站以“报量报价”、“自调度”方式参与；而申报规则方面，独立储能电站充电、放电曲线采用最多4段式报价，放电价格需大于充电价格，若未按时申报，则以缺省报价参与电能量市场出清。同时参加现货市场的储能， 若现货市场未中标，具备 AGC 控制功能的可申请参加调频市场。其中独立储能电站在本次现货试运行的结算公式为：
•以下为本次参与现货试运行的独立储能清单
“报量不报价”的自调度模式与“报量报价”的申报策略分析
根据《国内首篇！现货市场储能收入提升攻略》文章分析，山东最早开展独立储能参与现货交易，其运行特点为申报运行日96点自调度曲线，为典型“报量不报价模式”。
而独立储能作为发用电结合体，一般有“报量报价”与“报量不报价”两种方式，“报量报价”方式下，储能企业需自主决策充放电量价曲线，可主动参与实时市场，在这样的报价模式下，独立储能电站可根据自身成本定制充放电曲线，增强对中标价格区间的控制力 ，合理管控风险。但需注意的是，由于同时扮演发用两侧市场主体的角色，参与发电侧和用户侧两个交易单元的交易策略的制定也更加具有挑战性。
“报量不报价”的自调度模式下，需申报运行日96点的自调度曲线，等同于仅可参与日市场，因偏差结算模式被动参与实时市场。风险点主要在于对于日前价格峰谷价格的预测错误，承受损失。
基于试运行出清结果的储能策略报价建议
首先从日前出清价格曲线形状方面来看，下图对本次安徽试运行的日前出清价格按形状进行了可视化，蓝线为实际价格走势，红线为日前价格走势，曲线形状可大致分为4类，分别是“单峰单谷类”、“单谷类”、“双峰双谷类”、“平线类”。峰谷值相差越大的单日日前价格走势，越利好独立储能电站进行自调度盈利。
如果选择“自调度”模式，则最佳策略是在日前价格最低处选择充电，价格最高处选择放电，且放电时间在充电时间之后，故基于已出清的日前价格数据，计算本月单日有序充放电（满足先低充，后高放的策略组合）最佳时间、峰谷差值的结果见下表。从充放电时间的统计情况可以看到，基于历史数据的最佳充电时间出现在中午12点，而最佳放电时间高频集中在16～17点的傍晚时分。
从上图的试运行单日峰谷值走势图可以看到，开盘当天的峰谷值接近最高限价800元/MWh,为最高点，平均来看，试运行前三周日前峰谷值价差较大，利好独立储能自调度模式；12月9号之后，每日峰谷价差低于100元/MWh, 考虑充放电效率和成本方面，利空独立储能自调度盈利。因此得出初步结论，在对日前价格预测全天走势较为平缓，峰谷值较低的情况下，选择“报量报价”模式参与，反之，预测峰谷值大于测算的盈利阈值，则选择以“自调度”模式参与。若选择“自调度”模式，则最佳充电时间较大概率出现在中午12点，而最佳放电时间大概率出现在傍晚，“午充晚放”。
总结
根据以上分析结果，本次整月结算试运行相比前几次试运行的出清结果来看，日前、实时的峰谷价差进一步拉开，电能价格开始反映市场供需，初步形成了市场化电价机制，并通过节点电价机制体现了电价的区域价值，推动各交易主体根据电价规律形成自己的定价逻辑充分激励各类电源顶峰发电，并引导用户减小高峰时段用电负荷。而基于本轮试运行的价格特征，参与试运行的储能电站若依照午充晚放的策略，则有较大概率获利。电力市场价格波动给储能电站的充放电策略带来了巨大的挑战以及机遇，做好价格跟踪与预测、精准的数据分析、量化策略的定制，是储能电站在电力市场实现盈利的核心基本功。
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