1、山东

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）。

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。

传统的电源/网侧储能收入为调频、调峰收入，调用和收益由电网决定。多数风光电站配备储能，主要目的是实现新能源优先并网，但收入大概率无法覆盖收益。

2022年，山东新型储能的收入来源为三项：租赁收益——被新能源企业租赁，获得容量租赁费；现货交易收益——以独立主体身份参与现货交易，通过充放电，获得电价差收入；容量电费——在现货市场，以发电身份为系统提供可用容量，收取容量费用或补偿。

对储能项目来说，每多一项收入，就增加一份生机。而山东新型储能项目之所以迎来全面增长期，省内电改推进力度功不可没。

1. 连续运行的电力现货市场

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。

2. 出台新能源租赁储能规范

山东是全国火电大省，随着新能源装机占比不断加大，山东需要在消纳新能源上，采取更多的技术和经济手段。

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。

3. 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。


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。

4. 探索容量电价

山东从2019年开始启动电力现货运行，到至今连续运行现货，其过程可谓充满“血和泪”，也因此闯出了一片天——确定了容量电价。（关于容量电价的探索过程，推荐阅读公众号“电之视角”《葱省容量补偿电价的前世今生》一文）。

容量电费的设计，目的在于合理补偿机组的固定成本。山东省内煤电装机超过六成，因此，如何补偿煤机让渡电量后的经济损失，是彼时山东要解决的难题。山东2020年4月正式确定电力现货市场容量补偿电价0.0991元/千瓦时，标志着容量电价进入常态化，而到2022年底发布最新容量补偿分时峰谷系数出炉，首次出现“深谷”概念，意味着现货市场的价格发挥了信号作用，容量电价收取方式进入到了基于峰荷责任法定价的新阶段。

进入电力现货市场后，储能放电时，与火电机组一样享受容量补贴，而在充电时，则与用户一样支付容量电费。

根据业内人士测算，一台100MW/200MW的独立储能电站，假设年充放次数500次，一年容量补偿收入约3000万元。

5.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。

山西：全国首个为一次调频付费的省份

对比山东，山西储能应用起步更早，从火储联合调频项目到2018年提出独立储能示范电站的概念，一直处于中国储能应用领先位置。

虽然起步更早，但在2022年一整年，与山东独立储能电站爆发式的发展相比，山西的独立储能电站发展相对更迟缓。

一方面规划了大量超大规模的储能项目引人侧目，另一方面项目在进入招标或EPC阶段后，又推进缓慢，鲜有投运项目出现。

不过，在这过程中，山西也对独立储能的盈利模式有了新的探索。

例如，2022年6月，山西能源监管办印发《山西独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施细则（试行）》，鼓励新能源企业通过双边协商交易，向独立储能运营商购买一次调频服务，独立储能运营商与新能源企业在中长期市场的签约容量由电力调度机构根据电网运行需要调度,剩余容量可继续以独立储能身份参与电力一次调频市场日交易。这打开了储能参与一次调频收费的“窗口”。

这是在国内首次明确了独立储能电站可作为参与电力一次调频的市场交易主体，也让山西成为全国首个为一次调频付费的省份。

结合山西省电网典型月份的频率特点，储能与电力市场模拟计算了10MW/20MWh的独立储能电站参与一次调频时的收益。最理想状态下，年收入将达到1.485亿元。

2022年1月山西能监办又印发《山西独立储能电站并网运行管理实施细则（试行）》后，也许会重新点燃山西储能的激情。

《细则》创新性地采用装机容量和小时数乘积来代替传统电厂考核上网电量；明确独立储能电站仅参与考核和考核返还，不参与考核费用分摊；明确新能源配套储能、用户侧储能和其他电源侧储能等满足独立并网运行技术条件时，可自愿申请转为独立储能电站运行。

具体来说，比如各项考核标准都增加了系数0.8；一次调频死区由±0.05Hz改为±0.033Hz。

同时，在计量与结算中，月度考核电量计算公式等于各分项考核电量的累计，总考核电量由“不超过全站装机容量x60小时（超容量租赁考核除外）”调整为“不超过全站装机容量x0.8x35小时”。

而月度考核费用等于月度考核电量与山西省燃煤发电基准价的乘积，考核电量大幅下调意味着考核费用大幅减少。

以上这些新规定的出台或将更有利于储能电站的运营收益。

目前，储能参与电网调峰、电力市场、以及辅助服务市场已成趋势。“8+6”两批现货试点中，山东山西两省迅速响应储能市场化趋势，率先试行储能参与电力交易市场新规，不断创新储能收益模式，给符合标准的企业带来莫大机遇。

在这样的大背景下，未来万亿储能市场，山东山西如何切分，敬请期待。

原标题：山东和山西为何成为储能引领者