配建储能如何更好的参与电力市场？看看这三条建议
新能源侧配建储能是当前储能的最主要建设模式之一，受制于市场机制，新能源侧配建储能无法作为独立主体参与辅助服务市场、现货市场等电力市场获取收益。因此，多数新能源建设单位将储能作为“包袱”，在设备采购阶段，忽略储能产品的安全和性能，采取“最低价”中标的方式来压缩初始采购成本；在建设阶段，不考虑储能参与电力市场的设计接口。投产后储能也大多处于空置的状态，成为名不副实的“花瓶”，并未真正发挥其与新能源的协调互动以及对电力系统的友好支撑。
2022年6月6日，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，文件提出了以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目参与电力市场。
配建储能如何能够更好地参与电力市场，本文从三个方面提出具体建议。
一是全寿命周期考虑储能设备的选型。技术路线的不同和配置的差异导致初始建设成本差异很大，例如储能电站额定能量按照电芯、PCS直流、PCS交流、并网点等不同的考核点，以及循环使用寿命、充放电能量状态的不同要求，会导致储能设备单位“Wh”价格的巨大差异。很多新能源企业为降低初始采购成本，通过减少“超配”来降低初始采购成本，并不关心储能设备的全寿命周期成本；同时部分项目采取配置简易的消防设施、配置非节能型设备、采用非主流品牌设备、降低开关电器档次等方式来压缩设备投资成本，给后期储能系统的安全稳定运行带来极大的隐患。因此，为实现储能的最大化收益，储能设备应当基于全寿命周期的安全高效运行来选型。
二是考虑储能系统的关口计量。对于配建储能的新能源项目，储能系统与光伏、风电一般接入同一段10千伏或35千伏母线，而光伏或风电与储能提供的服务和收费模式不同，需要分别考虑计量结算的方式。特别是当储能独立参与电力市场时，需要作为独立的关口计量进行计费结算，电力公司对关口点电表的数量、电流互感器和电压互感器的精度、关口表的精度、电能量采集方式均有明确的要求，在设计和设备采购时需充分考虑相关因素。在后续的项目中，应当对风电、光伏和储能的计量方式与电力公司提前沟通，并依次开展设计、设备采购和试验等工作。
三是完善电气二次系统设备配置。当风电、光伏配建储能独立或联合参与电力市场时，储能与风电、光伏如何实现协调控制，调度端如何对站端如何调度，如何做好监控系统安全防护措施等均是配建储能参与电力市场需要考虑的问题。目前很多配建储能仅仅配套简单的EMS系统，储能并不具备参与电力市场的“基本”条件。例如，储能电站具有大量的PCS，为使多台PCS同步并快速的执行调度指令，一般需要配置协调控制器来执行相关指令，同时PCS也需要满足相关接口的要求。监控系统的设计应当按照具备独立或联合参与电力市场来考虑，或预留相关的接口和设备布置的位置，满足参与电力市场的条件。
千呼万唤始出来，配建储能参与电力市场获取收益具有重要的里程碑意义，新能源侧配建储能应当提前谋划，从全寿命周期考虑设备的选型，并在设计阶段考虑相关配置或预留接口，使其能否采取最优的方式参与电力市场。
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