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近期，山東省發(fā)改委、能源局、山東能監(jiān)辦聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》（以下簡稱“《若干措施》”）的通知，以建立適應(yīng)儲能參與的市場機制，加快推動先進儲能技術(shù)示范應(yīng)用，促進新型儲能持續(xù)健康發(fā)展。通過現(xiàn)貨市場與容量補償?shù)碾p重收益，兼顧了新型儲能靈活調(diào)節(jié)和保障電網(wǎng)有效容量的多重價值。但根據(jù)數(shù)據(jù)分析，山東現(xiàn)貨市場的支持政策仍難使儲能盈利。

三大核心內(nèi)容

新型儲能的盈利模式一直是制約行業(yè)發(fā)展的重要問題，建立既體現(xiàn)新型儲能削峰填谷靈活性，又反映其一定的容量備用能力的市場機制，符合新型儲能在電力系統(tǒng)中的功能定位?！度舾纱胧肥菍野l(fā)改委、能源局《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》相關(guān)內(nèi)容的落實，在推動新型儲能建立盈利模式方面具有重要的現(xiàn)實價值，主要內(nèi)容如下：

1.示范項目參與電力現(xiàn)貨市場的方式。新型儲能示范項目作為獨立市場主體參與現(xiàn)貨市場交易，充電時作為市場用戶從現(xiàn)貨市場直接購電；放電時作為發(fā)電企業(yè)進行售電，相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加。

2.示范項目參與電力現(xiàn)貨市場能獲得容量補償。補償費用暫按電力市場規(guī)則中獨立儲能月度可用容量補償標(biāo)準(zhǔn)的2倍執(zhí)行。根據(jù)山東能源監(jiān)管辦等聯(lián)合發(fā)布的《關(guān)于2022年山東省電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行工作有關(guān)事項的補充通知》（征求意見稿，以下簡稱現(xiàn)貨市場補充通知），新型儲能等新型市場主體積極參與電力現(xiàn)貨交易，按月度可用容量給予適當(dāng)容量補償費用，容量補償電價基準(zhǔn)價為99.1元/兆瓦時，按照電力系統(tǒng)發(fā)用電平衡情況根據(jù)谷系數(shù)、峰系數(shù)進行容量補償調(diào)整。儲能電站日發(fā)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(shù)，初期電化學(xué)儲能電站日可用等效小時數(shù)暫定為2 小時。此次《若干措施》中，明確容量補償標(biāo)準(zhǔn)按2倍執(zhí)行，一定程度提高了新型儲能的容量收益。

3.引導(dǎo)新能源項目積極配置新型儲能設(shè)施。在新能源項目并網(wǎng)時，電網(wǎng)企業(yè)按照儲能容量比例，由高到低安排并網(wǎng)順序。在新能源消納困難時段，按照是否配置儲能確定消納優(yōu)先級。新型儲能示范項目容量可在全省范圍內(nèi)租賃使用，新能源企業(yè)租賃的儲能容量視同企業(yè)配建的容量，租賃周期不低于2年。

盈利分析

《若干措施》的發(fā)布，使新型儲能在獲得一部分穩(wěn)定的容量補償收益的同時，通過參與現(xiàn)貨市場獲得電價套利收益，對于新型儲能形成商業(yè)模式具有啟發(fā)意義。但正如筆者此前多次發(fā)文提出，如果新型儲能以電能量市場（或輔助服務(wù)市場）等競爭方式獲得收益占比過高時，存在較大的收益風(fēng)險，對新型儲能參與山東現(xiàn)貨市場進行收益分析如下：

1. 容量補償費用

容量補償費用是針對新型儲能的平均發(fā)電可用容量進行的容量激勵機制，該部分收入相對固定。按照《若干措施》以及現(xiàn)貨市場補充通知的標(biāo)準(zhǔn)，以一個10MW/20MWh的獨立儲能（預(yù)估總投資為3600萬元）為例，月發(fā)電可用容量約為20/2×2/24×30=25MWh，全年按照容量補償基準(zhǔn)的2倍計算，容量補償費用約為6萬元，容量補償費用不到總投資的0.2%，對儲能成本回收效果極小。

2. 現(xiàn)貨市場充放電收入

新型儲能參與現(xiàn)貨市場主要通過峰谷套利獲得收益，根據(jù)2022年內(nèi)67個日現(xiàn)貨交易樣本（分布情況如圖）顯示，現(xiàn)貨市場日內(nèi)最大峰谷價差跨度較大，最低不到100元/兆瓦時，最高超過1500元/兆瓦時，平均值為674元/兆瓦時。


盡管從平均值上看，日內(nèi)最大峰谷差平均值達(dá)到新型儲能度電成本，但儲能電站參與山東現(xiàn)貨市場仍難以獲利，理由如下：

一是峰谷電價難以預(yù)測。日電價峰谷差波動較大，電價低值和高值事先預(yù)測難度大，新型儲能難以制定準(zhǔn)確的運行策略，當(dāng)日儲能充放電價閾值設(shè)置不合適，可能導(dǎo)致新型儲能當(dāng)日錯失充放電機會，或者不能實現(xiàn)在電價低點充電、高點放電，導(dǎo)致儲能收益明顯低于理論收益。

二是難以執(zhí)行兩充兩放策略。在目錄電價時代，用戶側(cè)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(zhǔn)運行方式。但山東新能源特別是光伏的快速發(fā)展，徹底改變了峰谷時段的時間分布。山東是我國光伏裝機第一大省，2021年底光伏裝機達(dá)到3343萬千瓦，風(fēng)電裝機也達(dá)到1942萬千瓦，山東省電力平衡已呈現(xiàn)出明顯的鴨形曲線，現(xiàn)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。實際上相對原來目錄電價，平均最大峰谷電價差在縮小，同樣采用“一充一放”運行模式新型儲能收入在降低。

三是高電價時段具有尖峰特性。觀察典型日價格曲線，高于1000元/兆瓦時的高電價具有典型的尖峰特性，持續(xù)時間可能小于一刻鐘至半小時，而持續(xù)時長達(dá)到小時級的較高電價時段對應(yīng)電價區(qū)間在600元/兆瓦時左右，所以配置小時級的調(diào)峰型儲能電站并不能在最高電價時段有效放電，大幅削減了新型儲能的理論收益。

3. 其它收入

《若干措施》鼓勵新型儲能參與電力輔助服務(wù)交易，但在現(xiàn)貨市場運行期間，調(diào)峰、削峰等主要的輔助服務(wù)市場可以與現(xiàn)貨市場并軌，而調(diào)頻、爬坡等輔助服務(wù)仍會占用儲能的使用壽命，同時當(dāng)前各地“兩個細(xì)則”中的補償標(biāo)準(zhǔn)仍較低，此塊收入也無法產(chǎn)生顯著影響。

總結(jié)

盡管山東省《若干措施》嘗試通過容量收益加現(xiàn)貨市場套利（電量收益）的方式建立新型儲能的收益模式，但從當(dāng)前標(biāo)準(zhǔn)來看，一方面容量補充費用太低，不足以形成新型儲能的穩(wěn)定收益，有效化解儲能的投資風(fēng)險；另一方面現(xiàn)貨市場價格變動風(fēng)險帶來的不確定性，儲能容量作為沉沒成本投入之后，很難與現(xiàn)貨市場的價格高低、出現(xiàn)時段進行最優(yōu)匹配，將大幅降低其理論收入。

強調(diào)現(xiàn)貨市場帶來的最大峰谷價差的擴大只會起到誤導(dǎo)的效果，從山東數(shù)據(jù)來看僅靠現(xiàn)貨市場并不支持新型儲能獲利。新型儲能的風(fēng)險收益模式讓我想到了股票市場，低點買入、高點賣出只是事后諸葛亮，但實際獲利跟理論獲利相差萬里。盡管現(xiàn)貨市場的價格可預(yù)測性大大高于股票市場，但別忘了新型儲能有高昂的“交易”成本，即我們經(jīng)常提到的度電成本，新型儲能能否背負(fù)沉重成本負(fù)擔(dān)的情況下隨現(xiàn)貨市場跳舞，讓我們拭目以待！

原標(biāo)題：山東儲能盈利難