7月9日周二，“电力系统经济学原理”共学继续第四章。
本次直播主题为风光水核等清洁能源主体及独立储能主体的在电力市场中的策略及行为（对应书籍115~123页）。
直播回放已生成，可在视频号主页直播回放里查看（需关注，否则看不到直播回放选项~平台设置）。
现将本次主要共学内容摘要如下，供大家留存参考~
核电
核电多作为电力系统的基础负荷，即基荷。
其调节能力较弱，故会以中长期市场合约锁定价格和电量。参与竞争性集中市场时也会“搭便车”，申报低价以求出清电量。
我国核电两大家“中国核电”和“中广核”，电站分布在沿海省份，由北至南有辽宁、江苏、浙江、福建、广东、广西和海南。
核电机组一般在连续18个月运行后进行设备大修及换料，多数核电站度电成本介于0.24~0.29元/度之间，主要在于设备折旧和燃料成本。
水电
水电调节灵活，可根据水季丰枯期，作为基荷电量和调节资源。
参与竞争市场时因为其较低的边际成本也会“搭便车”。
但水电还需要考虑环境保护、农田灌溉、排水泄洪等要求，发电功率受一些非物理因素的制约。
风光
风力和光伏电站边际成本几乎为零，所以在部分电力市场上会在特定时期出现零电价、甚至负电价。
部分新能源场站因为有发电量的补贴，所以可以忍受这个价格，但也相应劝退部分“火电机组”。
新能源电站的建设往往因当地招商引资或者承诺电价而来，但之后因为更上级的市场统一建设使得约定的上网电价难以长期持续，需要到市场上进行竞价。
这会对存量电站产生搁浅成本，即因为政策变动，导致依照原政策可以回收，但现行制度下无法回收的成本。
同样不明确的收益也会对增量投资带来影响，所以目前多以政府价差合约来确保新能源电站的一定收益。
但场站自身也要“自强”，增强功率预测技术，积累市场交易经验，活用配建储能，调整电池板方位角和倾角以适配市场价格等都有场站在尝试。
独立储能
独立储能参与竞争性市场，因为可以腾挪不同价格时段的电量，使得经济调度的成本降低。
书中例题有助于思考边际价格，即市场上增加单位用量时需要增加的价格，这个价格是最优的价格，也就是当前条件下的最低价。
某时段增加的用电需求，可以依靠的并非是高价机组的补充，而是储能电量的腾挪。
增量用电需求的来源是储能在本时段内减少的充电量，而储能减少的充电量要在另一时段进行补充，故边际价格是另一时段时的边际价格。
直播时借独立储能话题拆解了山东独立储能项目参与电力现货市场的批发侧购电结算单和充电用户电费结算单。
目前，山东独立储能容量电价对于1:2（充放电功率/电池电量）配置的项目来说，补偿容量为“充放电功率/6”。
充电量会依照同期政府分时电价政策进行不同费率段电量的拆分，所执行的结算价格根据电价组成五部分来区分：
上网电量部分，执行批发侧市场结算规则，形成市场化交易电量，同时要辅以容量补偿价格（政策分时结算）。
批发侧购电结算包含日前现货市场和实时现货市场费用（独立储能未签中长期），以及其它分摊费用。
输配电价部分，充电量×输配电价-放电量×输配电价，其中输配电价为对应电压等级的单一制价格。
相当于说是实际放电量对应的充电量不收取输配电价，而不是全部充电量；所以充放电量差额要承担输配电价，附加基金同此算法。
上网线损费和系统运行费全充电量执行，该分时的部分执行分时价格（上网线损费、煤电容量费、抽蓄容量费）。
从实际尖峰平谷深时段分时电量来看，低现货市场价格可能遇上并不低的其它需要分时的结算电价。
