山東獨立儲能參與電力現貨市場分析

在國家“雙碳”目標的推動下，風電、光伏等快速發展，裝機容量與日俱增。與此同時，新能源的波動性也給電網消納帶來了巨大挑戰。而儲能的快速調頻、削峰填谷和提高電網穩定性等優勢，使其成為應對大規模新能源消納挑戰和建設新型電力系統的重要發展方向。山東省作為我國光伏裝機容量第一大省，新能源消納的壓力毋庸諱言。針對儲能參與現貨市場的方案，本文將以山東電力現貨市場為藍本，初步探討獨立儲能的盈利方式，并對潛在盈利水平進行了剖析與測算。

(來源：微信公眾號“蘭木達電力現貨” 作者：Lambda)

2022年8月，山東省發改委、能源局、能監辦印發了《關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施》，其中明確提出示范項目作為獨立儲能可參與電力現貨市場;對示范項目參與電力現貨市場給予容量補償;鼓勵示范項目發揮技術優勢參與輔助服務;示范項目容量可在全省范圍內租賃使用。這4項規定明確了獨立儲能在山東省電力市場盈利的4種模式，分別是參與電能量市場、獲取容量補償、參與輔助服務市場和參與容量租賃市場。接下來我們將分別對這四個市場進行討論。

一

容量補償：

山東省為補償發電機組的固定成本而建立了容量補償機制，而儲能同時具有發電和用電兩重身份。因此，在山東省容量補償機制下，獨立儲能在發電時被視同發電機組獲取容量補償，而充電時也被視為電力用戶繳納容量電費。接下來我們將分析獨立儲能電站在這一機制下可能的收益情況。

首先來看作為用戶側的容量補償支出。山東省用戶側容量補償電費在設立之初即定為統一的99.1元/兆瓦時，在山東省于2022年6月30日印發的《關于進一步做好2022年下半年山東省電力現貨市場結算試運行工作有關事項的通知》中提出了容量系數調整要求，2022年11月山東電力交易中心發布《關于發布2023年容量補償分時峰谷系數及執行時段的公告》，明確了2023年不同季節同類補償分時峰谷系數取值及執行時段，具體如下表所示。

用戶側容量電價按照99.1元/兆瓦時與對應時段系數的乘積來計算，如在尖峰段用電，則容量電價為99.1*1.7=198.2元/兆瓦時。相應的，峰段、平段、谷段和深谷段容量電價分別為168.47、99.1、29.73和9.91元/兆瓦時。

接下來看作為發電側的容量補償收入。2022年上半年獨立儲能開始參與山東電力現貨市場后，其獲得的容量補償與火電相同。隨后在《關于進一步做好2022年下半年山東省電力現貨市場結算試運行工作有關事項的通知》中明確獨立儲能電站按月度可用容量給予適當容量補償費用，同時也明確了獨立儲能可用容量的計算公式如下：

獨立儲能電站日發電可用容量=(儲能電站核定充電容量/2)K/24，K為儲能電站日可用等效小時數，包括電站運行狀態、備用狀態下的小時數(初期電化學儲能電站日可用等效小時數暫定為2小時，空氣壓縮儲能等根據實際運行情況認定)。

按此公式計算電化學儲能電站的日發電可用容量為火電的1/12。此后山東省在2022年7月印發的《山東省人民政府關于印發2022年“穩中求進”高質量發展政策清單(第四批)的通知》中提出推動獨立儲能示范項目積極參與電力現貨交易，暫按電力市場規則中獨立儲能月度可用容量補償的2倍標準執行。按該項規定計算獨立儲能電站的日發電可用容為火電的1/6。以100MW/200MWh的電化學獨立儲能電站為例，其日發電可用容量=(200/2)2/12=16.67MW。按照山東省的容量補償機制，用戶側繳納的容量補償費用將按照各發電側可用容量的市場占比分配容量補償費用，因此單位可用容量可獲得的補償是不斷變動的。從歷史情況來看，100MW/200MWh的獨立儲能電站每月可獲得的容量補償費用在50至80萬元之間。

儲能電站的容量補償收益=發電側容量補償收入-用電側容量補償支出。在實際執行過程中，儲能電站的用電側容量電費支出是按照充電量分時段繳納的，而發電側的容量補償收入則是按固定的可用容量分配的，與發電出力及所在時段無關。因此，在計算儲能電站的容量補償收益時不能簡單將其作為固定值計算，還應考慮當月的充電量和充電時段。有鑒于此，接下來對價差收益的討論中也將同時考慮用電側容量補償電費支出的影響。

二

電能量市場：

儲能電站參與電能量市場獲利主要依靠低價充電和高價放電來獲取峰谷價差的利潤，加之山東市場分時容量補償的影響，需要綜合考慮電價和用戶側分時段容量補償費用，加兩者結合后優化得出充放電策略。

在目錄電價時代，用戶側儲能一般按照晚低谷充電、早高峰放電;下午平段充電、晚高峰放電的“兩充兩放”模式進行電價套利，以加快成本的快速回收，“兩充兩放”也是計算儲能度電成本時的基準運行方式。但山東新能源特別是光伏的快速發展，徹底改變了峰谷時段的時間分布。山東省電力平衡早高峰已不明顯，現貨市場價格中午低、晚上高的特點顯著，典型日基本不具備兩充兩放的條件，儲能需要拉長回收周期，對峰谷價差的要求大幅提升。

為了測算在山東現貨市場實際可獲得峰谷價差收益的最大空間，本文基于山東省2022年1月至2023年8月的日前現貨價格進行了測算。具體思路為對每一日進行充放電策略尋優，允許儲能電站“單充單放”或“兩充兩放”，同時考慮到山東省主流化學儲能的裝機特點，以100MW/200MWh的儲能電站為具體分析對象。同時結合此類儲能電站的充放電技術要求等，在該策略尋優中僅進行滿充滿放，同時設定充放電效率為85%。此外，還在該價差中考慮了充電時需要繳納的分時段容量補償費用。為了統一計算口徑，對2022年的測算采用了與2023年相同的分時段容量補償費用。由于放電的容量補償費用。由于放電的容量補償費用僅與可用發電容量有關，因此在價差盈利測算中不予考慮。

最終測算結果顯示，若2022年對充電時也收取分時段容量補償費用的情況下，全年最多可盈利2782萬元左右。其中盈利空間最大的月份為2月，盈利空間為389萬;盈利空間最小的月份在6月，僅有102萬。2023年截至8月最多可盈利1520萬元，其中盈利空間最大的月份在1月，約311萬，最小的月份在2月，約98萬。需要注意的是，該測算的結果為最大盈利空間，即在事先完全知曉日前出清價格的情況下進行尋優才能達到該盈利。實際上，儲能電站真實的價差盈利僅在上述理想情況的50%以下。

三

輔助服務市場

目前山東省獨立儲能可以參與調頻輔助服務。根據山東省電力市場日前出清規則，獨立儲能項目可參與調頻輔助市場，提供調頻輔助服務的獨立儲能設施不參與電能量市場出清。因此在山東市場實現輔助服務和電力的聯合優化出清之前，儲能電站還只能在兩個市場中二選一參加。而對于儲能電站來說，輔助服務收入相對較低，因此暫時還沒有產生足夠的吸引力。

另一方面，山東省也在積極推動儲能電站參與輔助服務，例如山東省能監辦8月8日發布關于征求《山東電力爬坡輔助服務市場交易規則(征求意見稿)》意見的通知，文件提出現階段，爬坡輔助服務的供應商包括山東省級電力調度機構直接調度的并網公用發電機組、獨立儲能和獨立輔助服務提供者。隨著電力市場不斷建設完善，未來儲能電站將迎來越來越多參與輔助服務市場的機會。

四

容量租賃市場：

山東省能源局2022年8月印發了《山東省風電、光伏發電項目并網保障指導意見(試行)》，將風電、光伏發電項目分為保障性項目、市場化項目和就地消納項目。其中屬于保障性項目的戶用光伏、工商業分布式光伏項目直接保障并網，2023年底前并網的海上風電項目免于配建或租賃儲能設施。此外就地消納項目不增加電網調峰壓力。市場化項目是指在自愿的前提下配置儲能獲得并網規模的陸上風電、陸上集中式光伏項目，這也將是未來儲能容量租賃市場的主力。但受政策影響，山東省2022年第三季度前無新增陸上風電、光伏項目，儲能租賃市場尚不夠活躍。

隨著山東省陸上風電和光伏項目的逐步放開，新增集中式新能源項目可能會帶動儲能電站租賃市場趨熱，此前市場預計的租賃價格在330元/年·kW左右，目前約為100至200元/年·kW左右。對于100MW/200MWh的儲能電站來說，每年的容量租賃收入約1000至2000萬元。

山東省是較早允許獨立儲能參與現貨市場的省份，且在國內率先建立了容量補償電價機制，各類配套制度建立相對完善。通過本文測算，獨立儲能電站在山東的收入仍主要來自于電能量市場的價差收益和容量租賃收益。以典型的100MW/200MWh化學儲能電站為例，每年發電的容量補償費用約600至900萬，包含用戶側容量電費的價差收益約1300萬左右(理想情況的50%)，容量租賃收入約1000至2000萬左右，未來獨立儲能參與輔助服務市場也可獲得部分收入。整體來看，目前獨立儲能在上述四個市場的收入可能還無法完全覆蓋成本，因此期待市場進一步釋放紅利以鼓勵獨立儲能的建設和入市。