山东新型储能商业模式解析
目前山东新型储能主要有独立储能电站和火储联合调频储能电站两种应用场景，独立储能电站的主要收益来源有容量租赁、现货市场价差套利和容量电价补偿，火储联合调频储能电站的主要收益来源为自动发电控制(AGC)调频辅助服务补偿，其中火储联合调频储能电站收益更高。山东新型储能发展面临的问题主要有独立储能收益具有不确定性，储能电站安全运行仍需改进，储能电站运营商参与电力现货市场经验不足等。可以通过加强政策支持、加大技术开发力度、引入先进解决方案来加快山东新型储能发展。
1►山东省新型储能发展概况
2►山东省新型储能商业模式
山东省新型储能主要有两种应用场景，分别为独立储能和火储联合调频。
2.1独立储能商业模式
山东独立储能的主要收益来源有容量租赁、现货市场价差套利和容量电价补偿。
2.1.1容量租赁
独立储能电站可以将储能系统容量租赁给风电、光伏企业，风光企业获得上网指标，储能企业仍具有储能系统的自主运营权和收益权。山东省的独立储能容量租赁费采用市场竞价方式，制定最高限价及最低保底价，通常的成交价格在330元/kW左右。目前山东省独立储能电站容量出租率仅为20%左右，这主要是因为储能容量租赁费用较高，致使新能源企业更倾向于自建储能。后期随着政府部门对储能电站质量监管的逐步加强，预计低质量储能电站将会逐渐减少，独立储能电站容量出租率将得到提升，容量租赁有望成为山东省独立储能电站的主要收益来源。如果能够将全部容量租赁，100MW/200MW·h独立储能电站每年的容量租赁收益可达3300万元。
2.1.2现货市场价差套利
5MW以上独立储能可参与现货市场进行峰谷价差套利。山东峰谷电价差不大，平均电价差在0.4元/(kW·h)左右。2022年5月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，提到新型储能可以作为独立储能参与电力市场，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加[17]。山东省输配电价为0.1717元/(kW·h)(单一制)，政府性基金及附加为0.0271元/(kW·h)。储能电站不再承担输配电价和政府性基金及附加，能够降低充电成本，进一步扩大山东独立储能参与现货市场的收益。按充电电价0.1元/(kW·h)、放电电价0.5元/(kW·h)、容量电费0.02元/(kW·h)、充放电效率85%、每年360次充放电计算，100MW/200MW·h独立储能电站每年现货市场收益为2196万元。
2.1.3容量电价补偿
2022年3月，山东省发展改革委印发《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》，提出在容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦0.0991元(含税)。补偿机组范围、补偿费用收取(支付)方式等根据《山东省电力现货市场交易规则(试行)》等规定执行。该《通知》自2022年5月1日起实行，有效期至2026年12月31日[18]。储能也可以获得容量电价补偿，100MW/200MW·h独立储能电站每年容量补偿收益最高可达4341万元(按365天算)。在第一批独立储能示范项目进入现货市场交易后，在现货市场价差较小、容量租赁成效不理想的情况下，容量电价补偿成为独立储能电站的主要收入来源。2022年6月，山东能源监管办、山东省发展改革委、山东省能源局印发《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知(征求意见稿)》，提出储能电站日发电可用容量=(储能电站核定充电容量/2)×K/24，K为储能电站日可用等效小时数，包括电站运行状态、备用状态下的小时数(初期电化学储能电站日可用等效小时数暂定为2h，压缩空气储能等根据实际运行情况认定。引入K值后，电化学储能电站容量补偿收入相当于原来的1/12，电化学储能电站容量电价补偿收入大幅下滑。为引导可调节负荷削峰填谷，将从2022年9月起对可调节负荷试行基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式。在新能源大发、发电能力充裕的时段，容量补偿电价按照基准价[99.1元/(MW·h)]乘以谷系数K1(K1取值0～50%)收取；在发电能力紧张的时段，容量补偿电价按照基准价乘以峰系数K2(K2取值100%～160%)收取；其他时段容量补偿电价维持基准价不变。储能电站充电时需缴纳容量补偿电价，目前按照固定价格99.1元/(MW·h)缴纳，在新政策下，储能电站在谷段充电时，只需要缴纳基准价99.1元/(MW·h)的0～50%，可以节省一部分充电成本。
2022年7月22日，山东省人民政府发布《关于印发2022年“稳中求进”高质量发展政策清单(第四批)的通知》，要求推动独立储能示范项目积极参与电力现货交易，暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿的2倍标准执行[20]。按照新政策，100MW/200MW·h独立储能电站每年容量补偿收益降至723万元(按365天算)，收益下滑明显。
2.2火储联合调频商业模式
山东火储联合调频储能电站的主要收益来源为AGC(自动发电控制)调频辅助服务补偿。
储能电站与火力发电厂共同参与AGC调频市场报价，根据《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)(2021年修订版)(征求意见稿)》，调频辅助服务市场日前出清按照“价格/性能优先，时间优先，按需调度”的原则，根据市场主体的调频服务排序价格从低到高依次进行出清，直至中标市场主体调频调节速率总和满足电网调频调节速率需求值，中标市场主体的最高调频服务申报价格作为调频服务的出清价格。调频服务排序价格=市场主体调频服务申报价格，其中为市场主体历史调节性能综合指标，历史周期暂定为一星期。
式中：D为每日调节量总和；为机组当天的调节性能指标分别为调节速率、调节精度和响应时间；为AGC辅助服务补偿出清价格；为AGC辅助服务贡献率，初期暂定直调公用火电机组AGC贡献率为1.0，储能设施AGC贡献率为0.1。
2021年，山东将调频辅助服务市场交易价格限值由8元/MW提升至12元/MW，配有储能的火电调频机组基本按照最高价出清，大约1min接收一个AGC指令。
目前山东有2座火储联合调频电站，分别为华电国际莱城电厂和大唐临清热电，分别配备9MW/4.5MW·h和9MW/9MW·h储能电站。增加储能后，火电机组综合值和调节里程明显增加，从而提高火电机组调频补偿收入。根据国家能源局山东监管办公室公布的《火电“两个细则”及辅助服务市场结算情况》，华电国际莱城电厂储能电站2021年12月下旬投运后，电厂调频月度补偿收入明显增加，2022年1～6月平均月度补偿收入739.6万元；大唐临清热电储能电站2022年4月投运后，2022年5～6月平均月度补偿收入增加至523.3万元，见下表。
2021年7月至2022年6月，山东省调频辅助服务市场月度总补偿不断增加，从0.26亿元增加至1.35亿元。随着现货市场进程不断深入，山东调频辅助服务需求将不断增加，山东目前只有2座火储联合调频储能电站，短期内将保持较高收益。
3►山东省新型储能发展面临的问题及应对措施
山东省新型储能发展面临的问题及应对措施中国正处于新型电力系统构建和电力市场改革的初期阶段，各个省份新能源发电占比和消费结构各不相同，对于新型储能的需求也有所不同，如何制定适合本地新型储能发展的行业政策尚无成熟经验。目前，与储能相关的行业政策仍处于不断修改和完善中，新型储能电站的商业模式也随着政策的变化而有所不同。笔者针对山东新型储能发展面临的问题及应对措施分析如下：
①独立储能收益具有不确定性。随着山东独立储能容量补偿基数的降低，未来容量租赁和现货市场价差套利将成为山东独立储能电站的主要收益来源。由于山东储能没有参与中长期交易市场，储能电站无法获得固定收益，准确预判现货市场峰谷电价将决定储能在现货市场的收益，但这一预判工作难度较大，具有较大的不确定性。山东省储能容量租赁费较高，新能源企业更倾向于自建储能电站，若后期新能源企业仍以自建储能电站为主，独立储能电站容量出租率或难有较大提高，将影响山东独立储能电站容量租赁收入。1座容量100MW/200MW·h的独立储能电站按投资4.2亿元、30%项目资本金、8%内部收益率计算，每年收益需在6400万元，目前条件下储能电站每年收益仅为3000万元左右，很难收回成本。增加独立储能收益需要政策的支持，通过加大电力市场峰谷电价差提高储能在现货市场的收益，加强储能的统筹规划提高储能的出租率，可以提高山东独立储能的收益，带动山东独立储能的发展。
②储能电站安全运行仍需改进。目前储能电站以锂离子电池储能技术为主，在夏季高温条件下运行存在安全隐患。提高储能电站安全性，可以通过采用安全性更高的新型储能技术和提高锂离子电池安全设计水平来实现。2022年3月初，山东省能源局印发《关于开展2022年度储能示范项目库征集工作的通知》，要求储能示范项目涵盖锂电池、压缩空气、液流电池、煤电储热、制氢储氢及其他新型储能调峰项目，压缩空气、液流电池等新技术的应用将提升山东储能电站安全性。同时，锂离子电池储能系统设计、监控预警、消防设计等也在不断完善，将会逐渐降低山东储能电站的安全风险。
③参与电力现货市场经验不足。现货市场将是未来山东省独立储能电站的主要收益来源之一。但是储能参与现货市场的经验不足，目前一些储能电站主要由工程师根据天气、其他电源情况等因素人工预测充放电时间，往往与实际峰谷时段存在偏差。通过引入人工智能，综合考量天气、能源价格、电源故障、需求等因素预测充放电时间，有望减小偏差，提升储能在现货市场的盈利水平。
