一、背景

新型电力系统运转需要硬件+软件，软件是核心，即电力市场机制。

电力市场初期：鲁发改能源254号文，在电力中长期市场下建设储能电站的盈利模式。中长期市场是指，标杆电价为0.3949，建立电力辅助市场为电网调峰，谁提供调峰给谁钱，然后全体发电企业分摊。

电力市场中期：5+2储能示范项目。自2021年12月1日山东进入电力现货市场，不再有标杆电价，而是根据供需调整电价。电力现货市场上下网价格不同，靠电价引导用户调峰，替代了调峰辅助服务市场。山东2月底三月初进去现货市场，为全国第一批，具有开创性意义。

2023年，山东明确了储能在新型电力系统中的刚需属性。

年前，省能源局印发《山东省新型储能工程发展行动方案》（鲁能源科技【2022】200号），规划了3年内500万千瓦的新型储能装机目标（见下图）。

图:山东三年新型储能规模目标

对比网上不完全统计，2022年底，山东新型储能装机规模已达140万千瓦，其中85万千瓦装机都集中在去年一年投运，爆发力惊人。照此计算，未 来 3 年， 还 要 继 续 投 运 360 万 千 瓦 装 机，年均120万，比 2022 年 更 猛。

可以说，2023年电力系统爆点在储能，储能的爆点在山东。

二、山东电改力度-储能发展土壤

山东从2021年12月起进入了连续电力现货结算，当月，第一批独立储能规投产，其中最大的建设规模项目总体建设规模101兆瓦/202兆瓦时，为全国投运的容量最大电化学储能电站。

2022年3月，独立储能亮相市场，进入现货交易自调度模式。

6月，国家层面，发改办运行〔2022〕475号文明确区分独立储能、配套储能适用不同市场规则。

8月，山东继而印发《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》规定，明确在现货市场，独立储能电站向电网送电，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

根据接近省内首批独立储能项目的人士透露，该政策增加现货交易价差1200万元。由于山东现货市场最低限价为-100元/兆瓦时，在负电价时间段购电，还免去输配电费，即形成了赚钱空间。通过现货市场价差获得收益，是独立储能项目的重要收入来源。 截止到2023年1月，有6家储能电站参与电力现货市场。

去年8月，《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》提高了新能源入门门槛——规定按照储能容量比例，由高到低安排并网，在新能源消纳困难时段，按照是否配置储能确定消纳优先级；明确规范了独立储能这部分收入——储能示范项目容量应在山东电力交易中心统一登记并开放，由省内新能源企业租赁使用。新能源企业租赁的储能容量视同企业配建的容量。租赁周期，暂时明确为不低于2年。而租赁示范储能项目代替自建储能的，可优先并网优先消纳。

根据业内人士测算，以租赁价格200元/千瓦时计算，一台100MW/200MW的独立储能项目的年容量租赁费用在4000万元。

三、收益模式

1 发电侧峰谷价差：低价收电，高价放电

2 租赁费：新能源企业租储能，作为入网条件。山东省要求所有集中式新能源配储才能并网。自建收益低不好用，电网公司反对，因此选择租赁，作为入网许可。

3 容量电价机制，不发电可以按照kw获得容量电价。

a）养机组：假设30万机组1度电耗320g煤，百万机组1度电260g煤，那么30万机组发不上电，盈利角度会被淘汰。但夏天高峰存在缺电的情况，因此设置容量电价“养”发电企业备用，因此山东夏天没缺电。

b）储能容量电价难确定。储能也可以为电网提供2h备用，储能容量电价争议大。初期按火电100%，后来按小时数减价至1/12，目前是1/6。

四、 为什么是山东

1.风电光伏发达，水电少。风光不稳定，没水电，导致只能靠火电。山东电网装机1.76亿，风电光伏6000w，传统火电6000w多，水电只有8w，抽水蓄能20w，燃气装机不到1kw，因此山东依赖火电，缺少灵活调节资源。

21年全网新能源消纳率全国倒数第二，弃电率第一。21年弃8.8亿，22年前三月完成。预计22年弃风弃光25亿左右。南方水电多，火电不多，没有供暖季，压力小。

2.山东经济性尚可。西北省份，风电光伏相近，利用小时高，但经济性一般， 电价低，导致电网承受力差。山东标杆电价0.3949，新疆仅0.25，宁夏 0.2595，甘肃0.307，西北普遍再0.3左右，承受能力差。

五、山东并网光伏配储比例高达42%

时至年末，山东实现了新能源高配储比例。

12月中旬，山东发布了2022年54个市场化并网项目名单，名单按照新能源开发企业自愿承诺配置的储能容量、储能规模和储能方式进行统一排序，经商国网山东，最终形成，均为光伏项目，项目规模跨越1.756万千瓦至60万千瓦，储能规模在0.684万千瓦到24.42万千瓦区间，储能最高配比达42%。储能方式为配建大型独立储能或电化学储能，在潍坊和青岛，还有两个光伏项目配建了制氢设备。

图：数据来自山东省2022年市场化并网项目名单

该54个并网项目，14个将于2023年底并网，40个将于2024年底并网。

六、 发展历程

有需求，能承受，因此山东较早在全国强配储能，特别注意构建储能的支撑体系，包括规划，包括建设方式，包括市场机制。确定优先发展大型独立储能电站的基本原则。

初期：最早20年强制配储，质量差，劣帀驱逐良帀，但建立了市场；

中期：推独立储能，风电光伏分散建设的储能集中建设，让风光企业租用。发明 盈利机制，鲁发改能源254号文建立了山东电力中长期市场下的盈利模式。宁夏、湖南、浙江等都在参考。5 + 2设计后，把分散储能集中建设，电网好调好用好调；用户解决并网问题，好招标，质量保证；能源主管部门可以集中管理大储能电站，宁德时代电池质量也好，降低安全风险。21年通过独立储能代替了不好用的小储能。

目前：建立储能在现货市场下的机制。20年已做好，根据当时的模型整理出《促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》，能源局能监办等当时争议很大，出台艰难。

未来：指定标准。下半年到明年。安全标准、住建厅储能验收标准已完成，能源 局的设计标准正在做。全国领先，住建厅第一，省标仅次于北京排第二。预计会 对全国储能的发展可以造成比较大影响。

七、 规模

已建：37座储能电站，新能源配19座，独立小储能2座，一个压缩空气，一个是退役的铅酸电池，还有示范项目7座，5+2，共50w。

在建：在建的项目29座，310万千瓦，全国第一。目标还很远，双碳要求每年1000w。大量的风电光伏不稳定，因此储能的发展是必然的。未来是长时储能。

目前规划：25年700w，不到300亿。全国水平山东*10。量很大。

不发达国家也开始配储能，世界银行贷款，必须配储，达到碳排放指标。海外市 场也大。俄乌战争，欧洲电价保障，1欧元/度，海外户储十分火爆。

八、用户侧储能峰谷价差拉大

上述三项收入为电源/网侧储能，而用户侧储能的发展则依赖峰谷价差。发改办运行〔2022〕475号文提出“各地适度拉大峰谷价差，为用户侧储能创造空间”。

山东自2019年开启电力现货试运后，现货价格与峰谷电价之间巨大差异问题凸显，激发了业内人士对山东峰谷时段颠倒的激烈讨论（现货中谷段电价高）。2020年底，山东重新定义光伏大发的午间时段为平度和谷段，直到2022年底，发布最新的工商业分时电价政策，其尖峰谷浮动系数和时段，与容量补偿电价保持一致，彻底颠覆原峰谷时段，探索了深谷电价机制。原峰谷系数从0.5、1.5、1.8拉大至0.3、1.7、2。

随着山东电改工作的推进，电价得到进一步厘清，为增加储能收益种类开辟了广阔土壤。

九、 独立储能盈利模式

简化模型：投资4.5亿；DOD深度90，效率85。约每年需要5500w收入方可平衡

盈利模式：

1.峰谷价差套利。复盘去年，价差6毛，考虑到容量补偿电价等损耗，1度电3毛。一年600h赚2000w左右。

2.容量补偿电价。在试错，目前收益600-800w

3.以上为储能直接参与现货的收益。此外根据规定新能源必须配储/租赁才能并 网，1kw—年300元租金，100MW/200MWh储能电站一年可收租金3000w。但目前租赁率不高，华能华电新能源装机多没问题，国电投也比较强，三峡在山东装机较少不很理想。

十、火电调频经济性

之前火电占比高不缺调频资源，但现在开始缺。19年预测，火电的装机比例降到60%下的时候出问题，目前61%。现货市场不愿意调频，因为调频火电负荷只能到70%，需要留出容量调频，电量市场亏损严重，经济性差。独立储能可以调频，但已经参与现货，一边充放电一边干调频还得研究。山西做的好，充放电的时候留功率，充不满留电量，参与调频。山东都还在研究。

十一、具体的经济性数据

根据模型需要5500w，峰谷价差2000，容量补偿600，租赁费3000- 3300w。

实际上政策变动大，市场体系在变，政府也在试错。例如，容量补偿电价，开始 和火电一样高，360/每kW每年，实际变量多，实际500/每kW每年，100MW电站光容量电价创收5000万左右，过高。后来调至1/12，全线亏损，后来不再缴纳输配电价，1度电省2毛钱。现在看，前三月赚，一个月亏，后面只要能租出去，可以满足要求。

目前华能、华电、国电投投资为主，为了其光伏风电的发展。政策要求：优先支持在山东建设大型独立储能电站的投资方，其次支持自建的投资方，最后支持租赁的储能投资方。如果想在山东拿风电光伏资源，那么必须要有一个大型独立储能电站。投资储能电站本质上是抢风光资源。

山东引领全国示范方面：

1.储能市场化发展；

2.政策支持，新能源输血；

3.加强管理，加强技术监督体制，重视安全。