山東和山西為何成為儲能引領者

1、山東

【資料圖】

2023年，山東明確了儲能在新型電力系統中的剛需屬性。

年前，省能源局印發《山東省新型儲能工程發展行動方案》（魯能源科技【2022】200號），規劃了3年內500萬千瓦的新型儲能裝機目標（見下圖）。

圖：山東三年新型儲能規模目標

對比網上不完全統計，2022年底，山東新型儲能裝機規模已達140萬千瓦，其中85萬千瓦裝機都集中在去年一年投運，爆發力驚人。照此計算，未 來 3 年， 還 要 繼 續 投 運 360 萬 千 瓦 裝 機，年均120萬，比 2022 年 更 猛。

傳統的電源/網側儲能收入為調頻、調峰收入，調用和收益由電網決定。多數風光電站配備儲能，主要目的是實現新能源優先并網，但收入大概率無法覆蓋收益。

2022年，山東新型儲能的收入來源為三項：租賃收益——被新能源企業租賃，獲得容量租賃費；現貨交易收益——以獨立主體身份參與現貨交易，通過充放電，獲得電價差收入；容量電費——在現貨市場，以發電身份為系統提供可用容量，收取容量費用或補償。

對儲能項目來說，每多一項收入，就增加一份生機。而山東新型儲能項目之所以迎來全面增長期，省內電改推進力度功不可沒。

1. 連 續 運 行 的 電 力 現 貨 市 場

山東從2021年12月起進入了連續電力現貨結算，當月，第一批獨立儲能規投產，其中最大的建設規模項目總體建設規模101兆瓦/202兆瓦時，為全國投運的容量最大電化學儲能電站。

2022年3月，獨立儲能亮相市場，進入現貨交易自調度模式。

6月，國家層面，發改辦運行〔2022〕475號文明確區分獨立儲能、配套儲能適用不同市場規則。

8月，山東繼而印發《關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施》規定，明確在現貨市場，獨立儲能電站向電網送電，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。

根據接近省內首批獨立儲能項目的人士透露，該政策增加現貨交易價差1200萬元。由于山東現貨市場最低限價為-100元/兆瓦時，在負電價時間段購電，還免去輸配電費，即形成了賺錢空間。通過現貨市場價差獲得收益，是獨立儲能項目的重要收入來源。 截止到2023年1月，有6家儲能電站參與電力現貨市場。

2. 出 臺 新 能 源 租 賃 儲 能 規 范

山東是全國火電大省，隨著新能源裝機占比不斷加大，山東需要在消納新能源上，采取更多的技術和經濟手段。

去年8月，《關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施》提高了新能源入門門檻——規定按照儲能容量比例，由高到低安排并網，在新能源消納困難時段，按照是否配置儲能確定消納優先級；明確規范了獨立儲能這部分收入——儲能示范項目容量應在山東電力交易中心統一登記并開放，由省內新能源企業租賃使用。新能源企業租賃的儲能容量視同企業配建的容量。租賃周期，暫時明確為不低于2年。而租賃示范儲能項目代替自建儲能的，可優先并網優先消納。

根據業內人士測算，以租賃價格200元/千瓦時計算，一臺100MW/200MW的獨立儲能項目的年容量租賃費用在4000萬元。

3. 并網光伏配儲比例高達42%

時至年末，山東實現了新能源高配儲比例。

12月中旬，山東發布了2022年54個市場化并網項目名單，名單按照新能源開發企業自愿承諾配置的儲能容量、儲能規模和儲能方式進行統一排序，經商國網山東，最終形成，均為光伏項目，

項目規?？缭?.756萬千瓦至60萬千瓦，儲能規模在0.684萬千瓦到24.42萬千瓦區間，儲能最高配比達42%。儲能方式為配建大型獨立儲能或電化學儲能，在濰坊和青島，還有兩個光伏項目配建了制氫設備。

圖：數據來自山東省2022年市場化并網項目名單

該54個并網項目，14個將于2023年底并網，40個將于2024年底并網。

4. 探 索 容 量 電 價

山東從2019年開始啟動電力現貨運行，到至今連續運行現貨，其過程可謂充滿“血和淚”，也因此闖出了一片天——確定了容量電價。（關于容量電價的探索過程，推薦閱讀公眾號“電之視角”《蔥省容量補償電價的前世今生》一文）。

容量電費的設計，目的在于合理補償機組的固定成本。山東省內煤電裝機超過六成，因此，如何補償煤機讓渡電量后的經濟損失，是彼時山東要解決的難題。山東2020年4月正式確定電力現貨市場容量補償電價0.0991元/千瓦時，標志著容量電價進入常態化，而到2022年底發布最新容量補償分時峰谷系數出爐，首次出現“深谷”概念，意味著現貨市場的價格發揮了信號作用，容量電價收取方式進入到了基于峰荷責任法定價的新階段。

進入電力現貨市場后，儲能放電時，與火電機組一樣享受容量補貼，而在充電時，則與用戶一樣支付容量電費。

根據業內人士測算，一臺100MW/200MW的獨立儲能電站，假設年充放次數500次，一年容量補償收入約3000萬元。

5.用 戶 側 儲 能 峰 谷 價 差 拉 大

上述三項收入為電源/網側儲能，而用戶側儲能的發展則依賴峰谷價差。發改辦運行〔2022〕475號文提出“各地適度拉大峰谷價差，為用戶側儲能創造空間”。

山東自2019年開啟電力現貨試運后，現貨價格與峰谷電價之間巨大差異問題凸顯，激發了業內人士對山東峰谷時段顛倒的激烈討論（現貨中谷段電價高）。2020年底，山東重新定義光伏大發的午間時段為平度和谷段，直到2022年底，發布最新的工商業分時電價政策，其尖峰谷浮動系數和時段，與容量補償電價保持一致，徹底顛覆原峰谷時段，探索了深谷電價機制。原峰谷系數從0.5、1.5、1.8拉大至0.3、1.7、2。

隨著山東電改工作的推進，電價得到進一步厘清，為增加儲能收益種類開辟了廣闊土壤。

山西：全國首個為一次調頻付費的省份

對比山東，山西儲能應用起步更早，從火儲聯合調頻項目到2018年提出獨立儲能示范電站的概念，一直處于中國儲能應用領先位置。

雖然起步更早，但在2022年一整年，與山東獨立儲能電站爆發式的發展相比，山西的獨立儲能電站發展相對更遲緩。

一方面規劃了大量超大規模的儲能項目引人側目，另一方面項目在進入招標或EPC階段后，又推進緩慢，鮮有投運項目出現。

不過，在這過程中，山西也對獨立儲能的盈利模式有了新的探索。

例如，2022年6月，山西能源監管辦印發《山西獨立儲能電站參與電力一次調頻市場交易實施細則（試行）》，鼓勵新能源企業通過雙邊協商交易，向獨立儲能運營商購買一次調頻服務，獨立儲能運營商與新能源企業在中長期市場的簽約容量由電力調度機構根據電網運行需要調度，剩余容量可繼續以獨立儲能身份參與電力一次調頻市場日交易。這打開了儲能參與一次調頻收費的“窗口”。

這是在國內首次明確了獨立儲能電站可作為參與電力一次調頻的市場交易主體，也讓山西成為全國首個為一次調頻付費的省份。

結合山西省電網典型月份的頻率特點，儲能與電力市場模擬計算了10MW/20MWh的獨立儲能電站參與一次調頻時的收益。最理想狀態下，年收入將達到1.485億元。

2022年1月山西能監辦又印發《山西獨立儲能電站并網運行管理實施細則（試行）》后，也許會重新點燃山西儲能的激情。

《細則》創新性地采用裝機容量和小時數乘積來代替傳統電廠考核上網電量；明確獨立儲能電站僅參與考核和考核返還，不參與考核費用分攤；明確新能源配套儲能、用戶側儲能和其他電源側儲能等滿足獨立并網運行技術條件時，可自愿申請轉為獨立儲能電站運行。

具體來說，比如各項考核標準都增加了系數0.8；一次調頻死區由±0.05Hz改為±0.033Hz。

同時，在計量與結算中，月度考核電量計算公式等于各分項考核電量的累計，總考核電量由“不超過全站裝機容量x60小時（超容量租賃考核除外）”調整為“不超過全站裝機容量x0.8x35小時”。

而月度考核費用等于月度考核電量與山西省燃煤發電基準價的乘積，考核電量大幅下調意味著考核費用大幅減少。

以上這些新規定的出臺或將更有利于儲能電站的運營收益。

目前，儲能參與電網調峰、電力市場、以及輔助服務市場已成趨勢?！?+6”兩批現貨試點中，山東山西兩省迅速響應儲能市場化趨勢，率先試行儲能參與電力交易市場新規，不斷創新儲能收益模式，給符合標準的企業帶來莫大機遇。

在這樣的大背景下，未來萬億儲能市場，山東山西如何切分，敬請期待。

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