现货峰谷价差无法给储能合理回报

由于中长期交易、日前市场均存在一定的预测偏差，属于帮助进行风险管理的金融工具，购售两侧的交易实质上是零和性质，我们认为现货市场中的实时价格是反映实际发电价值与真实用电成本的关键指标，因此选择以实时统一结算价（或分区结算价）作为分析对象进行研究。分析标的期为2021年10月至2022年9月。

结合山西全年数据可以看到峰谷价差虽然不小，但无法支撑储能实现合理回报，不管是原始出清价格或者压缩后价格，储能一充一放所能实现的年度累计单位容量收入均在0.25元/kWh以下。

(资料图片仅供参考)

（来源：微信公众号“兰木达电力现货” 作者：Lambda）

1、

峰谷价差分析

遵照传统峰谷电价模式，将时点价格大于按照年度均价1.5倍的为高峰时段，时点价格低于年度均价0.5倍的低谷时段，其它为平段时间，本章后面的峰谷平定义与此相同。

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日峰谷差分析：

按照每日96点实时价格最高值与最低之差计算日峰谷价差，分别得到价差大于一定天数的分布图1，以及价差小于一定数值的天数占比，即图2。

图1时点峰谷价差天数持续曲线

图2时点峰谷价差分布天数比例

峰谷价差等于或接近1500元/MWh的天数超过30日，占比近10%，价差小于200元/MWh的天数只占5%左右，小于400元/MWh的天数也只有20%不到。说明实时价格波动还是非常厉害的，价格峰谷价差在600元/MWh以上的日期占比达52.9%，300-600元/MWh区间的价差数量最为集中，占比达37.8%。

图3时点峰谷价差天数分布图

图4时点峰谷价差天数占比

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储能峰谷差收益分析：

假设储能每日（0-24时）按照一充一放策略进行运行，且充放电效率为90%，充放价差达不到该要求的日期不运行储能，且假设每次充放运行时间均为1小时。

图5 储能充放电价差收入（元/MWh）

图6储能充放电价差收入区间天数占比

综合图5、6可以看到，在价格压缩前，11.2%的天数储能单位收入在1200元/MWh以上，共41天；大于900元MWh的天数为129日；大于600元MWh的天数为170日，累计占比46.5%。

在价格压缩后，7.9%的天数储能单位收入在1200元/MWh以上，共29天；大于900元MWh的天数为91日；大于600元MWh的天数为152日，累计占比41.6%，有一定幅度的下降。

表1 单位容量（Wh）储能年累计收入

通过全年计算可以得到，价格压缩前，储能的理想运行天数为358日，单位容量理想收入为0.24元；价格压缩前，储能的理想运行天数也是358日，单位容量理想收入为0.22元，稍有下降。

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