儲能電站能夠在新能源消納、保供、協(xié)助火電機組調頻等方面靈活幫助電力系統(tǒng)趨于安全穩(wěn)定，已經成為山東、山西在能源轉型過程中的一根“救命稻草”和一個全新機遇。

隨著新能源并網裝機規(guī)模擴大，與之配套的儲能將迎來爆發(fā)增長。

地方政府紛紛出臺儲能支持政策，資本市場也迎來火熱行情。

(資料圖)

據不完全統(tǒng)計，2022年超20家A股公司跨界進入儲能賽道，跨界選手涵蓋教育、互聯(lián)網、家電、食品等行業(yè)，切入方式包括新設子公司、收購儲能公司等。

在資本和政策加持下，2023年儲能行業(yè)將迎來黃金發(fā)展期和爆發(fā)期。

在地方政府對儲能發(fā)展的支持政策中，山東和山西是兩個非常值得關注的省份。

兩省雖然只相隔一個太行山，但發(fā)展模式不盡相同，山東成為重工業(yè)大省，山西則是煤炭大省，但兩者同樣為能源轉型所困擾。

山東以8.06億噸位居全國二氧化碳排放總量之首，電熱氣水生產等六大高耗能行業(yè)的二氧化碳排放占比為83%。

山西的碳排放強度（即單位GDP所排放的二氧化碳量）在全國各省市中處于前列，為3.1萬噸/億元。

因此，發(fā)展可再生能源成為山東和山西的長期重要戰(zhàn)略之一。

據前瞻產業(yè)研究院《中國光伏發(fā)電產業(yè)市場前瞻與投資戰(zhàn)略規(guī)劃分析報告》顯示，截至2021年，山東省光伏累計裝機容量為3343萬千瓦，穩(wěn)居全國第一，是我國首個光伏發(fā)電裝機容量突破3000萬千瓦的地區(qū)。從風電裝機來看，截至2021年底，山東省風電裝機達到1942.4萬千瓦，同比增長8.2%，居全國前三。

同樣的，目前山西新能源發(fā)電產業(yè)總裝機容量約3500萬千瓦，也位居全國前列，預計“十四五”末裝機容量達到8000萬千瓦，占山西總裝機容量的約50%。

隨著可再生能源裝機量的增加，電力公司系統(tǒng)的波動性和不確定性問題日益嚴重，電力系統(tǒng)急需大量的靈活性資源及安全穩(wěn)定措施。

因此，能夠在新能源消納、保供、協(xié)助火電機組調頻等方面有一定幫助的儲能電站成為解決上述問題的有效措施，也成為山東、山西在能源轉型過程中的一根“救命稻草”和一個全新機遇。

兩省從對儲能的政策、機制、經濟性、項目實施等方面均做了不少探究，引領全國儲能產業(yè)發(fā)展，特別是最近出臺的支持儲能發(fā)展的政策，走在全國前面。山東是全國首個開展獨立儲能參與現(xiàn)貨市場實踐的省份，山西則是全國首個為一次調頻付費的省份。

兩省對儲能發(fā)展有什么創(chuàng)新？我們來一探究竟。

01 山東：全國首個實際開展獨立儲能參與現(xiàn)貨市場實踐的省份

作為國內首批參與電力現(xiàn)貨市場試點建設的地區(qū)之一，也是國內首個獨立儲能電站參與電力現(xiàn)貨市場的省份，山東成為國內熱門的儲能市場。這與山東省積極引導儲能電站參與電力市場交易，多種收益方式并舉，經濟性效益明顯有關。

2023年，山東還明確了儲能在新型電力系統(tǒng)中的剛需屬性。

實際上，從2020年開始，山東就在全國較早的推行新能源配儲，并開始構建以峰谷分時電價為主的儲能市場。這得益于山東擁有完善的電網架構，具備承受多個儲能電站快速充放電的條件，除此之外，山東標桿電價達到約0.4 元/度，而西北省區(qū)標桿電價僅為0.3 元/度，電價高給儲能帶來較好的經濟性。

僅2021年到2022年的兩年時間里，山東就推出十多條儲能相關政策。

在建立電力現(xiàn)貨市場之前，政策規(guī)定儲能在調峰市場優(yōu)先出清、鼓勵將分散的新能源配儲項目集中建設，并率先提出租用的共享儲能模式。

在2022年初現(xiàn)貨市場正式運營后，儲能在山東的發(fā)展走向市場化進程。政策引導建立現(xiàn)貨市場下的儲能盈利機制，明確獨立儲能可自主參與調頻輔助服務或以自調度模式參與電能量市場、明確儲能電站參與市場交易的用電量不承擔輸配電價和政府基金等。

在政策催化下，山東的新型儲能主要有兩種應用場景，分別為獨立儲能和火儲聯(lián)合調頻。這兩種應用場景的盈利模式也不相同，但獨立儲能應用更為廣泛。

獨立儲能電站是可以將儲能系統(tǒng)容量租賃給風電、光伏企業(yè)，風光企業(yè)獲得上網指標，儲能企業(yè)仍具有儲能系統(tǒng)的自主運營權和收益權。

在山東，獨立儲能的主要收益來源有容量租賃、現(xiàn)貨市場價差套利和容量電價補償。

1/容量租賃——被新能源企業(yè)租賃，獲得容量租賃費

山東省的獨立儲能容量租賃費采用市場競價方式，制定最高限價及最低保底價，通常的成交價格在330元/kW左右。目前山東省獨立儲能電站容量出租率為20%左右，后期將淘汰低質量儲能電站，出租率將逐步提升。

據CNESA估計，如果能夠將全部容量租賃，100MW/200MW·h獨立儲能電站每年的容量租賃收益可達3300萬元。

2/現(xiàn)貨交易收益——以獨立主體身份參與現(xiàn)貨交易，通過充放電，獲得電價差收入

5MW以上獨立儲能可參與現(xiàn)貨市場進行峰谷價差套利。因此，為了提升儲能的經濟性，山東在不斷拉大電價的峰谷價差。

根據中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟對各地2022年最大峰谷價差的平均值統(tǒng)計，山東省峰谷價差由2022年均價0.739元/kWh，拉大到2023年1月的0.926元/kWh。山東能源監(jiān)管辦公布的數(shù)據也證實這一點。自2021年12月試運行期間，山東電力現(xiàn)貨市場啟動不間斷結算試運行后，日內最大峰谷差價達到1.5元/千瓦時。

另外，在2022年5月和7月，國家層面和山東省級層面分別出臺《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》和《關于新型儲能參與電力市場有關價格政策的函》，明確了新型儲能可以作為獨立儲能參與電力市場，并且自2022年7月1日起山東儲能電站參與市場交易時其用電量不再承擔輸配電價和政府基金。這項規(guī)定的出臺，能夠降低儲能電站充電成本，進一步擴大山東獨立儲能參與現(xiàn)貨市場的收益。

據CNESA測算，山東省輸配電價為0.1717元/(kW·h)(單一制)， 政府性基金及附加為0.0271元/(kW·h)。按充電電價0.1元/(kW·h)、放電電價0.5元/(kW·h)、容量電費0.02元/(kW·h)、充放電效率85%、每年360次充放電計算，100MW/200MW·h獨立儲能電站每年現(xiàn)貨市場收益為2196萬元。

3/容量電費——在現(xiàn)貨市場，以發(fā)電身份為系統(tǒng)提供可用容量，收取容量費用或補償

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，需要補償煤機讓渡電量后的經濟損失。

在第一批獨立儲能示范項目進入現(xiàn)貨市場交易后，在現(xiàn)貨市場價差較小、容量租賃成效不理想的情況下，容量電價補償成為獨立儲能電站的主要收入來源。

山東2020年4月正式確定電力現(xiàn)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(tài)化，而到2022年底發(fā)布最新容量補償分時峰谷系數(shù)出爐，首次出現(xiàn)“深谷”概念。

據華東工作室分析，這意味著現(xiàn)貨市場的價格發(fā)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(xiàn)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(yè)內人士測算，一臺100MW/200MW的獨立儲能電站，假設年充放次數(shù)500次，一年容量補償收入約3000萬元。

據山東能源監(jiān)管辦披露，到2022年年末，山東全省共有6家獨立儲能電站參與現(xiàn)貨電能量市場交易，總裝機達50.3萬千瓦，實際最大放電電力48.8萬千瓦、最大充電電力49.9萬千瓦。

在政策層面支持下，儲能將在山東呈爆發(fā)式發(fā)展。

據華東工作室統(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。按照《山東省新型儲能工程發(fā)展行動方案》規(guī)劃的3年內500萬千瓦的新型儲能裝機目標計算，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。

02 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(lián)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(fā)式的發(fā)展相比，山西的獨立儲能電站發(fā)展相對更遲緩。

一方面規(guī)劃了大量超大規(guī)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(xiàn)。

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(jiān)管辦印發(fā)《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(yè)通過雙邊協(xié)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(yè)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(xù)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(tài)下，年收入將達到1.485億元。

2023年1月山西能監(jiān)辦又印發(fā)《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(chuàng)新性地采用裝機容量和小時數(shù)乘積來代替?zhèn)鹘y(tǒng)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(shù)0.8；一次調頻死區(qū)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(fā)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(guī)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(xiàn)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(guī)，不斷創(chuàng)新儲能收益模式，給符合標準的企業(yè)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。

關鍵詞： 儲能電站 可再生能源 二氧化碳排放