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在國家“雙碳”目標(biāo)的推動(dòng)下，風(fēng)電、光伏等快速發(fā)展，裝機(jī)容量與日俱增。與此同時(shí)，新能源的波動(dòng)性也給電網(wǎng)消納帶來了巨大挑戰(zhàn)。而儲(chǔ)能的快速調(diào)頻、削峰填谷和提高電網(wǎng)穩(wěn)定性等優(yōu)勢，使其成為應(yīng)對(duì)大規(guī)模新能源消納挑戰(zhàn)和建設(shè)新型電力系統(tǒng)的重要發(fā)展方向。山東省作為我國光伏裝機(jī)容量第一大省，新能源消納的壓力毋庸諱言。針對(duì)儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨市場的方案，本文將以山東電力現(xiàn)貨市場為藍(lán)本，初步探討?yīng)毩?chǔ)能的盈利方式，并對(duì)潛在盈利水平進(jìn)行了剖析與測算。

2022年8月，山東省發(fā)改委、能源局、能監(jiān)辦印發(fā)了《關(guān)于促進(jìn)我省新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)目健康發(fā)展的若干措施》，其中明確提出示范項(xiàng)目作為獨(dú)立儲(chǔ)能可參與電力現(xiàn)貨市場；對(duì)示范項(xiàng)目參與電力現(xiàn)貨市場給予容量補(bǔ)償；鼓勵(lì)示范項(xiàng)目發(fā)揮技術(shù)優(yōu)勢參與輔助服務(wù)；示范項(xiàng)目容量可在全省范圍內(nèi)租賃使用。這4項(xiàng)規(guī)定明確了獨(dú)立儲(chǔ)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(bǔ)償、參與輔助服務(wù)市場和參與容量租賃市場。接下來我們將分別對(duì)這四個(gè)市場進(jìn)行討論。

一、容量補(bǔ)償：

山東省為補(bǔ)償發(fā)電機(jī)組的固定成本而建立了容量補(bǔ)償機(jī)制，而儲(chǔ)能同時(shí)具有發(fā)電和用電兩重身份。因此，在山東省容量補(bǔ)償機(jī)制下，獨(dú)立儲(chǔ)能在發(fā)電時(shí)被視同發(fā)電機(jī)組獲取容量補(bǔ)償，而充電時(shí)也被視為電力用戶繳納容量電費(fèi)。接下來我們將分析獨(dú)立儲(chǔ)能電站在這一機(jī)制下可能的收益情況。

首先來看作為用戶側(cè)的容量補(bǔ)償支出。山東省用戶側(cè)容量補(bǔ)償電費(fèi)在設(shè)立之初即定為統(tǒng)一的99.1元/兆瓦時(shí)，在山東省于2022年6月30日印發(fā)的《關(guān)于進(jìn)一步做好2022年下半年山東省電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運(yùn)行工作有關(guān)事項(xiàng)的通知》中提出了容量系數(shù)調(diào)整要求，2022年11月山東電力交易中心發(fā)布《關(guān)于發(fā)布2023年容量補(bǔ)償分時(shí)峰谷系數(shù)及執(zhí)行時(shí)段的公告》，明確了2023年不同季節(jié)同類補(bǔ)償分時(shí)峰谷系數(shù)取值及執(zhí)行時(shí)段，具體如下表所示。


用戶側(cè)容量電價(jià)按照99.1元/兆瓦時(shí)與對(duì)應(yīng)時(shí)段系數(shù)的乘積來計(jì)算，如在尖峰段用電，則容量電價(jià)為99.1*1.7=198.2元/兆瓦時(shí)。相應(yīng)的，峰段、平段、谷段和深谷段容量電價(jià)分別為168.47、99.1、29.73和9.91元/兆瓦時(shí)。

接下來看作為發(fā)電側(cè)的容量補(bǔ)償收入。2022年上半年獨(dú)立儲(chǔ)能開始參與山東電力現(xiàn)貨市場后，其獲得的容量補(bǔ)償與火電相同。隨后在《關(guān)于進(jìn)一步做好2022年下半年山東省電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運(yùn)行工作有關(guān)事項(xiàng)的通知》中明確獨(dú)立儲(chǔ)能電站按月度可用容量給予適當(dāng)容量補(bǔ)償費(fèi)用，同時(shí)也明確了獨(dú)立儲(chǔ)能可用容量的計(jì)算公式如下：

獨(dú)立儲(chǔ)能電站日發(fā)電可用容量=（儲(chǔ)能電站核定充電容量/2）K/24，K為儲(chǔ)能電站日可用等效小時(shí)數(shù)，包括電站運(yùn)行狀態(tài)、備用狀態(tài)下的小時(shí)數(shù)（初期電化學(xué)儲(chǔ)能電站日可用等效小時(shí)數(shù)暫定為2小時(shí)，空氣壓縮儲(chǔ)能等根據(jù)實(shí)際運(yùn)行情況認(rèn)定）。

按此公式計(jì)算電化學(xué)儲(chǔ)能電站的日發(fā)電可用容量為火電的1/12。此后山東省在2022年7月印發(fā)的《山東省人民政府關(guān)于印發(fā)2022年“穩(wěn)中求進(jìn)”高質(zhì)量發(fā)展政策清單（第四批）的通知》中提出推動(dòng)獨(dú)立儲(chǔ)能示范項(xiàng)目積極參與電力現(xiàn)貨交易，暫按電力市場規(guī)則中獨(dú)立儲(chǔ)能月度可用容量補(bǔ)償?shù)?倍標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行。按該項(xiàng)規(guī)定計(jì)算獨(dú)立儲(chǔ)能電站的日發(fā)電可用容為火電的1/6。以100MW/200MWh的電化學(xué)獨(dú)立儲(chǔ)能電站為例，其日發(fā)電可用容量=（200/2）2/12=16.67MW。按照山東省的容量補(bǔ)償機(jī)制，用戶側(cè)繳納的容量補(bǔ)償費(fèi)用將按照各發(fā)電側(cè)可用容量的市場占比分配容量補(bǔ)償費(fèi)用，因此單位可用容量可獲得的補(bǔ)償是不斷變動(dòng)的。從歷史情況來看，100MW/200MWh的獨(dú)立儲(chǔ)能電站每月可獲得的容量補(bǔ)償費(fèi)用在50至80萬元之間。

儲(chǔ)能電站的容量補(bǔ)償收益=發(fā)電側(cè)容量補(bǔ)償收入-用電側(cè)容量補(bǔ)償支出。在實(shí)際執(zhí)行過程中，儲(chǔ)能電站的用電側(cè)容量電費(fèi)支出是按照充電量分時(shí)段繳納的，而發(fā)電側(cè)的容量補(bǔ)償收入則是按固定的可用容量分配的，與發(fā)電出力及所在時(shí)段無關(guān)。因此，在計(jì)算儲(chǔ)能電站的容量補(bǔ)償收益時(shí)不能簡單將其作為固定值計(jì)算，還應(yīng)考慮當(dāng)月的充電量和充電時(shí)段。有鑒于此，接下來對(duì)價(jià)差收益的討論中也將同時(shí)考慮用電側(cè)容量補(bǔ)償電費(fèi)支出的影響。

二、電能量市場：

儲(chǔ)能電站參與電能量市場獲利主要依靠低價(jià)充電和高價(jià)放電來獲取峰谷價(jià)差的利潤，加之山東市場分時(shí)容量補(bǔ)償?shù)挠绊?，需要綜合考慮電價(jià)和用戶側(cè)分時(shí)段容量補(bǔ)償費(fèi)用，加兩者結(jié)合后優(yōu)化得出充放電策略。

在目錄電價(jià)時(shí)代，用戶側(cè)儲(chǔ)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(jìn)行電價(jià)套利，以加快成本的快速回收，“兩充兩放”也是計(jì)算儲(chǔ)能度電成本時(shí)的基準(zhǔn)運(yùn)行方式。但山東新能源特別是光伏的快速發(fā)展，徹底改變了峰谷時(shí)段的時(shí)間分布。山東省電力平衡早高峰已不明顯，現(xiàn)貨市場價(jià)格中午低、晚上高的特點(diǎn)顯著，典型日基本不具備兩充兩放的條件，儲(chǔ)能需要拉長回收周期，對(duì)峰谷價(jià)差的要求大幅提升。

為了測算在山東現(xiàn)貨市場實(shí)際可獲得峰谷價(jià)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(xiàn)貨價(jià)格進(jìn)行了測算。具體思路為對(duì)每一日進(jìn)行充放電策略尋優(yōu)，允許儲(chǔ)能電站“單充單放”或“兩充兩放”，同時(shí)考慮到山東省主流化學(xué)儲(chǔ)能的裝機(jī)特點(diǎn)，以100MW/200MWh的儲(chǔ)能電站為具體分析對(duì)象。同時(shí)結(jié)合此類儲(chǔ)能電站的充放電技術(shù)要求等，在該策略尋優(yōu)中僅進(jìn)行滿充滿放，同時(shí)設(shè)定充放電效率為85%。此外，還在該價(jià)差中考慮了充電時(shí)需要繳納的分時(shí)段容量補(bǔ)償費(fèi)用。為了統(tǒng)一計(jì)算口徑，對(duì)2022年的測算采用了與2023年相同的分時(shí)段容量補(bǔ)償費(fèi)用。由于放電的容量補(bǔ)償費(fèi)用。由于放電的容量補(bǔ)償費(fèi)用僅與可用發(fā)電容量有關(guān)，因此在價(jià)差盈利測算中不予考慮。

最終測算結(jié)果顯示，若2022年對(duì)充電時(shí)也收取分時(shí)段容量補(bǔ)償費(fèi)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(jié)果為最大盈利空間，即在事先完全知曉日前出清價(jià)格的情況下進(jìn)行尋優(yōu)才能達(dá)到該盈利。實(shí)際上，儲(chǔ)能電站真實(shí)的價(jià)差盈利僅在上述理想情況的50%以下。

三、輔助服務(wù)市場

目前山東省獨(dú)立儲(chǔ)能可以參與調(diào)頻輔助服務(wù)。根據(jù)山東省電力市場日前出清規(guī)則，獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目可參與調(diào)頻輔助市場，提供調(diào)頻輔助服務(wù)的獨(dú)立儲(chǔ)能設(shè)施不參與電能量市場出清。因此在山東市場實(shí)現(xiàn)輔助服務(wù)和電力的聯(lián)合優(yōu)化出清之前，儲(chǔ)能電站還只能在兩個(gè)市場中二選一參加。而對(duì)于儲(chǔ)能電站來說，輔助服務(wù)收入相對(duì)較低，因此暫時(shí)還沒有產(chǎn)生足夠的吸引力。

另一方面，山東省也在積極推動(dòng)儲(chǔ)能電站參與輔助服務(wù)，例如山東省能監(jiān)辦8月8日發(fā)布關(guān)于征求《山東電力爬坡輔助服務(wù)市場交易規(guī)則(征求意見稿)》意見的通知，文件提出現(xiàn)階段，爬坡輔助服務(wù)的供應(yīng)商包括山東省級(jí)電力調(diào)度機(jī)構(gòu)直接調(diào)度的并網(wǎng)公用發(fā)電機(jī)組、獨(dú)立儲(chǔ)能和獨(dú)立輔助服務(wù)提供者。隨著電力市場不斷建設(shè)完善，未來儲(chǔ)能電站將迎來越來越多參與輔助服務(wù)市場的機(jī)會(huì)。

四、容量租賃市場：

山東省能源局2022年8月印發(fā)了《山東省風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目并網(wǎng)保障指導(dǎo)意見（試行）》，將風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目分為保障性項(xiàng)目、市場化項(xiàng)目和就地消納項(xiàng)目。其中屬于保障性項(xiàng)目的戶用光伏、工商業(yè)分布式光伏項(xiàng)目直接保障并網(wǎng)，2023年底前并網(wǎng)的海上風(fēng)電項(xiàng)目免于配建或租賃儲(chǔ)能設(shè)施。此外就地消納項(xiàng)目不增加電網(wǎng)調(diào)峰壓力。市場化項(xiàng)目是指在自愿的前提下配置儲(chǔ)能獲得并網(wǎng)規(guī)模的陸上風(fēng)電、陸上集中式光伏項(xiàng)目，這也將是未來儲(chǔ)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(fēng)電、光伏項(xiàng)目，儲(chǔ)能租賃市場尚不夠活躍。

隨著山東省陸上風(fēng)電和光伏項(xiàng)目的逐步放開，新增集中式新能源項(xiàng)目可能會(huì)帶動(dòng)儲(chǔ)能電站租賃市場趨熱，此前市場預(yù)計(jì)的租賃價(jià)格在330元/年·kW左右，目前約為100至200元/年·kW左右。對(duì)于100MW/200MWh的儲(chǔ)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(dú)立儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨市場的省份，且在國內(nèi)率先建立了容量補(bǔ)償電價(jià)機(jī)制，各類配套制度建立相對(duì)完善。通過本文測算，獨(dú)立儲(chǔ)能電站在山東的收入仍主要來自于電能量市場的價(jià)差收益和容量租賃收益。以典型的100MW/200MWh化學(xué)儲(chǔ)能電站為例，每年發(fā)電的容量補(bǔ)償費(fèi)用約600至900萬，包含用戶側(cè)容量電費(fèi)的價(jià)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(dú)立儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)市場也可獲得部分收入。整體來看，目前獨(dú)立儲(chǔ)能在上述四個(gè)市場的收入可能還無法完全覆蓋成本，因此期待市場進(jìn)一步釋放紅利以鼓勵(lì)獨(dú)立儲(chǔ)能的建設(shè)和入市。 

原標(biāo)題：山東獨(dú)立儲(chǔ)能參與電力現(xiàn)貨市場分析