一、背景

　　新型電力系統(tǒng)運轉(zhuǎn)需要硬件+軟件，軟件是核心，即電力市場機制。電力市場初期：魯發(fā)改能源254號文，在電力中長期市場下建設(shè)儲能電站的盈利模式。中長期市場是指，標桿電價為0.3949，建立電力輔助市場為電網(wǎng)調(diào)峰，誰提供調(diào)峰給誰錢，然后全體發(fā)電企業(yè)分攤。

　　電力市場中期：5+2儲能示范項目。自2021年12月1日山東進入電力現(xiàn)貨市場，不再有標桿電價，而是根據(jù)供需調(diào)整電價。電力現(xiàn)貨市場上下網(wǎng)價格不同，靠電價引導用戶調(diào)峰，替代了調(diào)峰輔助服務(wù)市場。山東2月底三月初進去現(xiàn)貨市場，為全國第一批，具有開創(chuàng)性意義。

　　2023年，山東明確了儲能在新型電力系統(tǒng)中的剛需屬性。

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

　　對比網(wǎng)上不完全統(tǒng)計，2022年底，山東新型儲能裝機規(guī)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(fā)力驚人。照此計算，未 來 3 年， 還 要 繼 續(xù) 投 運 360 萬 千 瓦 裝 機，年均120萬，比 2022 年 更 猛。

　　可以說，2023年電力系統(tǒng)爆點在儲能，儲能的爆點在山東。

　　二、山東電改力度-儲能發(fā)展土壤

　　山東從2021年12月起進入了連續(xù)電力現(xiàn)貨結(jié)算，當月，第一批獨立儲能規(guī)投產(chǎn)，其中最大的建設(shè)規(guī)模項目總體建設(shè)規(guī)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(xiàn)貨交易自調(diào)度模式。

　　6月，國家層面，發(fā)改辦運行〔2022〕475號文明確區(qū)分獨立儲能、配套儲能適用不同市場規(guī)則。

　　8月，山東繼而印發(fā)《關(guān)于促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》規(guī)定，明確在現(xiàn)貨市場，獨立儲能電站向電網(wǎng)送電，其相應(yīng)充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。

　　根據(jù)接近省內(nèi)首批獨立儲能項目的人士透露，該政策增加現(xiàn)貨交易價差1200萬元。由于山東現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)貨市場。

　　去年8月，《關(guān)于促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》提高了新能源入門門檻——規(guī)定按照儲能容量比例，由高到低安排并網(wǎng)，在新能源消納困難時段，按照是否配置儲能確定消納優(yōu)先級;明確規(guī)范了獨立儲能這部分收入——儲能示范項目容量應(yīng)在山東電力交易中心統(tǒng)一登記并開放，由省內(nèi)新能源企業(yè)租賃使用。新能源企業(yè)租賃的儲能容量視同企業(yè)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(yōu)先并網(wǎng)優(yōu)先消納。

　　根據(jù)業(yè)內(nèi)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。

　　三、收益模式1 發(fā)電側(cè)峰谷價差：低價收電，高價放電

　　2 租賃費：新能源企業(yè)租儲能，作為入網(wǎng)條件。山東省要求所有集中式新能源配儲才能并網(wǎng)。自建收益低不好用，電網(wǎng)公司反對，因此選擇租賃，作為入網(wǎng)許可。

　　3 容量電價機制，不發(fā)電可以按照kw獲得容量電價。

　　a)養(yǎng)機組：假設(shè)30萬機組1度電耗320g煤，百萬機組1度電260g煤，那么30萬機組發(fā)不上電，盈利角度會被淘汰。但夏天高峰存在缺電的情況，因此設(shè)置容量電價“養(yǎng)”發(fā)電企業(yè)備用，因此山東夏天沒缺電。b)儲能容量電價難確定。儲能也可以為電網(wǎng)提供2h備用，儲能容量電價爭議大。初期按火電100%，后來按小時數(shù)減價至1/12，目前是1/6。

　　四、 為什么是山東

　　1.風電光伏發(fā)達，水電少。風光不穩(wěn)定，沒水電，導致只能靠火電。山東電網(wǎng)裝機1.76億，風電光伏6000w，傳統(tǒng)火電6000w多，水電只有8w，抽水蓄能20w，燃氣裝機不到1kw，因此山東依賴火電，缺少靈活調(diào)節(jié)資源。

　　21年全網(wǎng)新能源消納率全國倒數(shù)第二，棄電率第一。21年棄8.8億，22年前三月完成。預(yù)計22年棄風棄光25億左右。南方水電多，火電不多，沒有供暖季，壓力小。

　　2.山東經(jīng)濟性尚可。西北省份，風電光伏相近，利用小時高，但經(jīng)濟性一般， 電價低，導致電網(wǎng)承受力差。山東標桿電價0.3949，新疆僅0.25，寧夏 0.2595，甘肅0.307，西北普遍再0.3左右，承受能力差。

　　五、山東并網(wǎng)光伏配儲比例高達42%

　　時至年末，山東實現(xiàn)了新能源高配儲比例。

　　12月中旬，山東發(fā)布了2022年54個市場化并網(wǎng)項目名單，名單按照新能源開發(fā)企業(yè)自愿承諾配置的儲能容量、儲能規(guī)模和儲能方式進行統(tǒng)一排序，經(jīng)商國網(wǎng)山東，最終形成，均為光伏項目，項目規(guī)?？缭?.756萬千瓦至60萬千瓦，儲能規(guī)模在0.684萬千瓦到24.42萬千瓦區(qū)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(shè)備。

　　該54個并網(wǎng)項目，14個將于2023年底并網(wǎng)，40個將于2024年底并網(wǎng)。

　　六、 發(fā)展歷程

　　有需求，能承受，因此山東較早在全國強配儲能，特別注意構(gòu)建儲能的支撐體系，包括規(guī)劃，包括建設(shè)方式，包括市場機制。確定優(yōu)先發(fā)展大型獨立儲能電站的基本原則。

　　初期：最早20年強制配儲，質(zhì)量差，劣帀驅(qū)逐良帀，但建立了市場;

　　中期：推獨立儲能，風電光伏分散建設(shè)的儲能集中建設(shè)，讓風光企業(yè)租用。發(fā)明 盈利機制，魯發(fā)改能源254號文建立了山東電力中長期市場下的盈利模式。寧夏、湖南、浙江等都在參考。5 + 2設(shè)計后，把分散儲能集中建設(shè)，電網(wǎng)好調(diào)好用好調(diào);用戶解決并網(wǎng)問題，好招標，質(zhì)量保證;能源主管部門可以集中管理大儲能電站，寧德時代電池質(zhì)量也好，降低安全風險。21年通過獨立儲能代替了不好用的小儲能。

　　目前：建立儲能在現(xiàn)貨市場下的機制。20年已做好，根據(jù)當時的模型整理出《促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》，能源局能監(jiān)辦等當時爭議很大，出臺艱難。

　　未來：指定標準。下半年到明年。安全標準、住建廳儲能驗收標準已完成，能源 局的設(shè)計標準正在做。全國領(lǐng)先，住建廳第一，省標僅次于北京排第二。預(yù)計會 對全國儲能的發(fā)展可以造成比較大影響。

　　七、 規(guī)模

　　已建：37座儲能電站，新能源配19座，獨立小儲能2座，一個壓縮空氣，一個是退役的鉛酸電池，還有示范項目7座，5+2，共50w。

　　在建：在建的項目29座，310萬千瓦，全國第一。目標還很遠，雙碳要求每年1000w。大量的風電光伏不穩(wěn)定，因此儲能的發(fā)展是必然的。未來是長時儲能。

　　目前規(guī)劃：25年700w，不到300億。全國水平山東*10。量很大。

　　不發(fā)達國家也開始配儲能，世界銀行貸款，必須配儲，達到碳排放指標。海外市 場也大。俄烏戰(zhàn)爭，歐洲電價保障，1歐元/度，海外戶儲十分火爆。

　　八、用戶側(cè)儲能峰谷價差拉大

　　上述三項收入為電源/網(wǎng)側(cè)儲能，而用戶側(cè)儲能的發(fā)展則依賴峰谷價差。發(fā)改辦運行〔2022〕475號文提出“各地適度拉大峰谷價差，為用戶側(cè)儲能創(chuàng)造空間”。

　　山東自2019年開啟電力現(xiàn)貨試運后，現(xiàn)貨價格與峰谷電價之間巨大差異問題凸顯，激發(fā)了業(yè)內(nèi)人士對山東峰谷時段顛倒的激烈討論(現(xiàn)貨中谷段電價高)。2020年底，山東重新定義光伏大發(fā)的午間時段為平度和谷段，直到2022年底，發(fā)布最新的工商業(yè)分時電價政策，其尖峰谷浮動系數(shù)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(shù)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。

　　九、 獨立儲能盈利模式

　　簡化模型：投資4.5億;DOD深度90，效率85。約每年需要5500w收入方可平衡盈利模式：

　　1.峰谷價差套利。復盤去年，價差6毛，考慮到容量補償電價等損耗，1度電3毛。一年600h賺2000w左右。

　　2.容量補償電價。在試錯，目前收益600-800w

　　3.以上為儲能直接參與現(xiàn)貨的收益。此外根據(jù)規(guī)定新能源必須配儲/租賃才能并 網(wǎng)，1kw—年300元租金，100MW/200MWh儲能電站一年可收租金3000w。但目前租賃率不高，華能華電新能源裝機多沒問題，國電投也比較強，三峽在山東裝機較少不很理想。

　　十、火電調(diào)頻經(jīng)濟性

　　之前火電占比高不缺調(diào)頻資源，但現(xiàn)在開始缺。19年預(yù)測，火電的裝機比例降到60%下的時候出問題，目前61%。現(xiàn)貨市場不愿意調(diào)頻，因為調(diào)頻火電負荷只能到70%，需要留出容量調(diào)頻，電量市場虧損嚴重，經(jīng)濟性差。獨立儲能可以調(diào)頻，但已經(jīng)參與現(xiàn)貨，一邊充放電一邊干調(diào)頻還得研究。山西做的好，充放電的時候留功率，充不滿留電量，參與調(diào)頻。山東都還在研究。

　　十一、具體的經(jīng)濟性數(shù)

　　據(jù)根據(jù)模型需要5500w，峰谷價差2000，容量補償600，租賃費3000- 3300w。實際上政策變動大，市場體系在變，政府也在試錯。例如，容量補償電價，開始 和火電一樣高，360/每kW每年，實際變量多，實際500/每kW每年，100MW電站光容量電價創(chuàng)收5000萬左右，過高。后來調(diào)至1/12，全線虧損，后來不再繳納輸配電價，1度電省2毛錢。現(xiàn)在看，前三月賺，一個月虧，后面只要能租出去，可以滿足要求。

　　目前華能、華電、國電投投資為主，為了其光伏風電的發(fā)展。政策要求：優(yōu)先支持在山東建設(shè)大型獨立儲能電站的投資方，其次支持自建的投資方，最后支持租賃的儲能投資方。如果想在山東拿風電光伏資源，那么必須要有一個大型獨立儲能電站。投資儲能電站本質(zhì)上是搶風光資源。 q山東引領(lǐng)全國示范方面：1.儲能市場化發(fā)展;2.政策支持，新能源輸血;3.加強管理，加強技術(shù)監(jiān)督體制，重視安全。

　　來源：洛奇馬的能源轉(zhuǎn)型日記