2023年電力系統爆點在儲能，儲能的爆點在山東

一、背景

新型電力系統運轉需要硬件+軟件，軟件是核心，即電力市場機制。

【資料圖】

電力市場初期：魯發改能源254號文，在電力中長期市場下建設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調峰，誰提供調峰給誰錢，然后全體發電企業分攤。

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

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。

可以說，2023年電力系統爆點在儲能，儲能的爆點在山東。

二、山東電改力度-儲能發展土壤

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。

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。

三、收益模式

1 發電側峰谷價差：低價收電，高價放電

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

3 容量電價機制，不發電可以按照kw獲得容量電價。

a）養機組：假設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，因此設置容量電價“養”發電企業備用，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%，后來按小時數減價至1/12，目前是1/6。

四、 為什么是山東

1.風電光伏發達，水電少。風光不穩定，沒水電，導致只能靠火電。山東電網裝機1.76億，風電光伏6000w，傳統火電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，缺少靈活調節資源。

21年全網新能源消納率全國倒數第二，棄電率第一。21年棄8.8億，22年前三月完成。預計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.山東經濟性尚可。西北省份，風電光伏相近，利用小時高，但經濟性一般， 電價低，導致電網承受力差。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。

六、 發展歷程

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

初期：最早20年強制配儲，質量差，劣帀驅逐良帀，但建立了市場；

中期：推獨立儲能，風電光伏分散建設的儲能集中建設，讓風光企業租用。發明 盈利機制，魯發改能源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設計后，把分散儲能集中建設，電網好調好用好調；用戶解決并網問題，好招標，質量保證；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：建立儲能在現貨市場下的機制。20年已做好，根據當時的模型整理出《促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施》，能源局能監辦等當時爭議很大，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 局的設計標準正在做。全國領先，住建廳第一，省標僅次于北京排第二。預計會 對全國儲能的發展可以造成比較大影響。

七、 規模

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定，因此儲能的發展是必然的。未來是長時儲能。

目前規劃：25年700w，不到300億。全國水平山東*10。量很大。

不發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。俄烏戰爭，歐洲電價保障，1歐元/度，海外戶儲十分火爆。

八、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。

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貨的收益。此外根據規定新能源必須配儲/租賃才能并 網，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、火電調頻經濟性

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

十一、具體的經濟性數據

根據模型需要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電站光容量電價創收5000萬左右，過高。后來調至1/12，全線虧損，后來不再繳納輸配電價，1度電省2毛錢?，F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展。政策要求：優先支持在山東建設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。投資儲能電站本質上是搶風光資源。

山東引領全國示范方面：

1.儲能市場化發展；

2.政策支持，新能源輸血；

3.加強管理，加強技術監督體制，重視安全。

關注索比儲能官方微信，第一時間獲取行業資訊！