储能专业课 · C2
需求预测
储能的「需求」不是客户订单，而是「每个时段值不值得充、值不值得放」——预测对象是日前电价曲线（峰谷时段划分与价差幅度）、新能源出力与负荷曲线、以及电网的辅助服务调用需求。它是一年前就要做、一天前要定、一刻钟还要改的高频预测。
核心要点
四条要记住的
- 分层预测，各管一件事。年度/季度级服务循环预算分配、检修窗口安排与租赁合同谈判；日前（D-1）级服务申报充放曲线与报价；日内（15 分钟 / 小时级）服务滚动修正与偏差控制；实时级服务辅助服务指令响应。
- 数据来源要成体系。电力交易中心日前与实时出清价（含分时节点电价）、系统负荷预测、光伏与风电出力预测、电网调度指令与辅助服务需求、气象数据（温度、辐照、风速）、机组检修与线路检修计划、电价机制与补贴政策文件、历史 SOC 与执行偏差记录。
- 事件驱动是主要误差源。峰谷时段划分与分时电价目录调整、迎峰度夏与度冬的极端负荷、新能源大发导致的午间价格塌陷（鸭子曲线）、节假日负荷骤降、电网故障与调频需求激增、现货市场负电价、临近场站的集中投产带来的报价踩踏。
- 误差代价高度不对称。高估价差→充了电放不出去或放电时段价格低于充电成本，白白消耗循环还倒贴效率损失；低估价差→错过全年最好的几十个窗口；辅助服务需求预测偏差→中标后无法履约，直接产生考核罚款并影响后续准入。
要点对照
核心指标一览
| 指标 | 定义 / 公式 | 说明 |
|---|---|---|
| 日峰谷价差 | 日最高价时段均价 − 日最低价时段均价（元 / kWh） | 套利收入的分子，需按工作日 / 周末 / 节假日分桶 |
| 价差时段时长 | 价差超过净收益门槛的连续时段小时数 | 与功率-容量配比共同决定当日可捕获电量 |
| 电价预测偏差 | |预测价 − 实际出清价| ÷ 实际出清价（按小时统计） | 决定充放曲线申报的保守或激进程度 |
| 新能源出力预测偏差 | |预测出力 − 实际出力| ÷ 装机容量 | 光伏大发时段价格塌陷的主要来源 |
| 负荷预测偏差 | |预测负荷 − 实际负荷| ÷ 实际负荷 | 极端天气日偏差可达 5% 以上，直接改变峰谷形态 |
| 辅助服务调用频次 | 调频 / 备用被调用次数与累计里程（次 / 日、MW·h） | 决定要为辅助服务预留多少功率与 SOC 空间 |
常见错误
这个行业容易踩的坑
- 用历史均价推未来价差——峰谷价差的分布是右偏的，全年一半以上的收益来自几十个极端日，用均值排计划必然在关键时刻没有额度。
- 只看日前价不看实时偏差——日前计划排得漂亮，实时价格反转后按计划执行就变成高价充低价放。
- 忽略鸭子曲线——午间光伏大发把价格打到谷底，传统「午高峰」经验完全失效，按旧经验排的充电时段反而踩在最贵的位置。
- 忽略 SOC 与功率约束对「可捕获量」的削减——预测出一个 4 小时的高价窗口，但 2 小时系统只能放 2 小时，按 4 小时申报必然偏差。
自测
两道题
第 1 题 储能运行计划中，日前预测与日内滚动修正的关系应该是？
解析 · 电力市场要求日前申报（用于市场出清与电网安全校核），但实时价格与新能源出力会显著偏离日前预测，若机械执行会出现「计划放电时段实际是低价」的倒挂。正确做法是日前锁定大方向（今天放不放、放多少循环额度），日内按实时价格、实际 SOC 与功率可用状态滚动修正，同时把修正幅度控制在偏差考核容忍范围内。只做日内无法参与日前市场，用月度均价则完全抓不住小时级价差。
第 2 题 某日光伏大发导致午间 10:00–14:00 现货价格接近零、部分时段为负。对储能站的正确应对是？
解析 · 新能源大比例接入后负荷曲线演化为鸭子曲线：午间光伏大发压低甚至打负价格，真正的价格尖峰移到日落后的爬坡时段（17:00–21:00）。储能应把充电窗口前移到午间低价段，把有限的放电额度留给傍晚尖峰，这就是「峰谷价差捕获率」的来源。按历史经验在午间放电会踩在最低价，停机则完全放弃套利，盲目增加次数会透支循环额度且违背度电净收益门槛。
关联
对应通用内核：K01 需求预测 · K02 动态定价 · K03 库存控制 · K04 渠道管理 | 行业：储能详解