新型独立储能企业损耗电量总电费=∑（储能月度总充电费-储能月度总放电费）
当前安徽的现货市场尚处于试运行的阶段，数据积累、市场成熟度均有所欠缺，此政策的出台有助于推动独立储能积极参与市场。
独立储能参与现货市场申报储能电能量价格时，放电价格须大于充电价格。此举意在保障储能电站正向收益，但由于电站充放电效率的影响，放电与充电价差达到一定程度以上才能保障收益。
简单来看，在不考虑投资成本的情况下，电站收益=放电电价*放电电量-充电电价*充电电量
若充放电效率为85%，则放电电量仅为充电电量的85%，按照以上公示，放电电价至少需为充电电价的100/85≈1.176倍才能保障充放电一次在电费上不亏损。
此外，想要在现货市场盈利，除了依据历史数据和经验提高电价预测准确度，独立储能主体还需结合储能设备自身性能，在明确充放电价结算规则的基础上，确定不同时段、不同峰谷价差下的盈亏平衡点，根据盈亏平衡点合理规划充放运行方式。
1.57GWh投运，1.7GWh在途
今年2月份，安徽省政府发布了2023年第一批省重点项目清单。其中，在2023年计划开工的储能相关项目有20个，续建的有17个。
据储能与电力市场统计，安徽省当前已有1.57GWh独立储能项目投运，1.72GWh处于招中标/在建的实质性进展，另有近4GWh项目宣布（可研、签约、备案）。而截至2022年底，安徽省投运新型储能总规模仅为500MWh（2021年底为260MWh）。
2023年储能电站建设可谓十分迅速，2023年1年即建设投运了2021与2022年两年总量的2倍。
现货市场+辅助服务
但是与电站推进速度不一致，当前安徽独立储能的商业模式却极为有限，主要靠现货市场+调峰调频辅助服务两种形式回收成本，若想参与深度调峰，则需与燃煤机组共同竞价。
其中在电力现货市场，2023年第二轮结算试运行电能量申报价格上下限分别为0.8元/kWh、0.15元/kWh。
截止目前，安徽电力现货市场已经进行了四轮试运行结算，其中第三轮共有独立储能电站9座以“报量报价”或“自调度”（模式二选一，默认自调度，期间不得变更）参与。出力范围17.2MW到300.6MW，总规模866MW，与第二轮的8座相比增加了一座。
现货市场中储能电站的盈利状况虽未公示，但是从该充放电损耗由新能源企业分摊的政策推测，存在企业在现货中亏损的情况。一方面储能企业应加强报价策略研究，但增加多种获益的商业模式更应是安徽乃至全国独立储能发展的重点。
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责任编辑：一拳超人
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