在国家“双碳”目标的推动下，风电、光伏等快速发展，装机容量与日俱增。与此同时，新能源的波动性也给电网消纳带来了巨大挑战。而储能的快速调频、削峰填谷和提高电网稳定性等优势，使其成为应对大规模新能源消纳挑战和建设新型电力系统的重要发展方向。山东省作为我国光伏装机容量第一大省，新能源消纳的压力毋庸讳言。针对储能参与现货市场的方案，本文将以山东电力现货市场为蓝本，初步探讨独立储能的盈利方式，并对潜在盈利水平进行了剖析与测算。

2022年8月，山东省发改委、能源局、能监办印发了《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》，其中明确提出示范项目作为独立储能可参与电力现货市场；对示范项目参与电力现货市场给予容量补偿；鼓励示范项目发挥技术优势参与辅助服务；示范项目容量可在全省范围内租赁使用。这4项规定明确了独立储能在山东省电力市场盈利的4种模式，分别是参与电能量市场、获取容量补偿、参与辅助服务市场和参与容量租赁市场。接下来我们将分别对这四个市场进行讨论。

一、容量补偿：

山东省为补偿发电机组的固定成本而建立了容量补偿机制，而储能同时具有发电和用电两重身份。因此，在山东省容量补偿机制下，独立储能在发电时被视同发电机组获取容量补偿，而充电时也被视为电力用户缴纳容量电费。接下来我们将分析独立储能电站在这一机制下可能的收益情况。

首先来看作为用户侧的容量补偿支出。山东省用户侧容量补偿电费在设立之初即定为统一的99.1元/兆瓦时，在山东省于2022年6月30日印发的《关于进一步做好2022年下半年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的通知》中提出了容量系数调整要求，2022年11月山东电力交易中心发布《关于发布2023年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告》，明确了2023年不同季节同类补偿分时峰谷系数取值及执行时段，具体如下表所示。


用户侧容量电价按照99.1元/兆瓦时与对应时段系数的乘积来计算，如在尖峰段用电，则容量电价为99.1*1.7=198.2元/兆瓦时。相应的，峰段、平段、谷段和深谷段容量电价分别为168.47、99.1、29.73和9.91元/兆瓦时。

接下来看作为发电侧的容量补偿收入。2022年上半年独立储能开始参与山东电力现货市场后，其获得的容量补偿与火电相同。随后在《关于进一步做好2022年下半年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的通知》中明确独立储能电站按月度可用容量给予适当容量补偿费用，同时也明确了独立储能可用容量的计算公式如下：

独立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2小时，空气压缩储能等根据实际运行情况认定）。

按此公式计算电化学储能电站的日发电可用容量为火电的1/12。此后山东省在2022年7月印发的《山东省人民政府关于印发2022年“稳中求进”高质量发展政策清单（第四批）的通知》中提出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。按该项规定计算独立储能电站的日发电可用容为火电的1/6。以100MW/200MWh的电化学独立储能电站为例，其日发电可用容量=（200/2）2/12=16.67MW。按照山东省的容量补偿机制，用户侧缴纳的容量补偿费用将按照各发电侧可用容量的市场占比分配容量补偿费用，因此单位可用容量可获得的补偿是不断变动的。从历史情况来看，100MW/200MWh的独立储能电站每月可获得的容量补偿费用在50至80万元之间。

储能电站的容量补偿收益=发电侧容量补偿收入-用电侧容量补偿支出。在实际执行过程中，储能电站的用电侧容量电费支出是按照充电量分时段缴纳的，而发电侧的容量补偿收入则是按固定的可用容量分配的，与发电出力及所在时段无关。因此，在计算储能电站的容量补偿收益时不能简单将其作为固定值计算，还应考虑当月的充电量和充电时段。有鉴于此，接下来对价差收益的讨论中也将同时考虑用电侧容量补偿电费支出的影响。

二、电能量市场：

储能电站参与电能量市场获利主要依靠低价充电和高价放电来获取峰谷价差的利润，加之山东市场分时容量补偿的影响，需要综合考虑电价和用户侧分时段容量补偿费用，加两者结合后优化得出充放电策略。

在目录电价时代，用户侧储能一般按照晚低谷充电、早高峰放电；下午平段充电、晚高峰放电的“两充两放”模式进行电价套利，以加快成本的快速回收，“两充两放”也是计算储能度电成本时的基准运行方式。但山东新能源特别是光伏的快速发展，彻底改变了峰谷时段的时间分布。山东省电力平衡早高峰已不明显，现货市场价格中午低、晚上高的特点显著，典型日基本不具备两充两放的条件，储能需要拉长回收周期，对峰谷价差的要求大幅提升。

为了测算在山东现货市场实际可获得峰谷价差收益的最大空间，本文基于山东省2022年1月至2023年8月的日前现货价格进行了测算。具体思路为对每一日进行充放电策略寻优，允许储能电站“单充单放”或“两充两放”，同时考虑到山东省主流化学储能的装机特点，以100MW/200MWh的储能电站为具体分析对象。同时结合此类储能电站的充放电技术要求等，在该策略寻优中仅进行满充满放，同时设定充放电效率为85%。此外，还在该价差中考虑了充电时需要缴纳的分时段容量补偿费用。为了统一计算口径，对2022年的测算采用了与2023年相同的分时段容量补偿费用。由于放电的容量补偿费用。由于放电的容量补偿费用仅与可用发电容量有关，因此在价差盈利测算中不予考虑。

最终测算结果显示，若2022年对充电时也收取分时段容量补偿费用的情况下，全年最多可盈利2782万元左右。其中盈利空间最大的月份为2月，盈利空间为389万；盈利空间最小的月份在6月，仅有102万。2023年截至8月最多可盈利1520万元，其中盈利空间最大的月份在1月，约311万，最小的月份在2月，约98万。需要注意的是，该测算的结果为最大盈利空间，即在事先完全知晓日前出清价格的情况下进行寻优才能达到该盈利。实际上，储能电站真实的价差盈利仅在上述理想情况的50%以下。

三、辅助服务市场

目前山东省独立储能可以参与调频辅助服务。根据山东省电力市场日前出清规则，独立储能项目可参与调频辅助市场，提供调频辅助服务的独立储能设施不参与电能量市场出清。因此在山东市场实现辅助服务和电力的联合优化出清之前，储能电站还只能在两个市场中二选一参加。而对于储能电站来说，辅助服务收入相对较低，因此暂时还没有产生足够的吸引力。

另一方面，山东省也在积极推动储能电站参与辅助服务，例如山东省能监办8月8日发布关于征求《山东电力爬坡辅助服务市场交易规则(征求意见稿)》意见的通知，文件提出现阶段，爬坡辅助服务的供应商包括山东省级电力调度机构直接调度的并网公用发电机组、独立储能和独立辅助服务提供者。随着电力市场不断建设完善，未来储能电站将迎来越来越多参与辅助服务市场的机会。

四、容量租赁市场：

山东省能源局2022年8月印发了《山东省风电、光伏发电项目并网保障指导意见（试行）》，将风电、光伏发电项目分为保障性项目、市场化项目和就地消纳项目。其中属于保障性项目的户用光伏、工商业分布式光伏项目直接保障并网，2023年底前并网的海上风电项目免于配建或租赁储能设施。此外就地消纳项目不增加电网调峰压力。市场化项目是指在自愿的前提下配置储能获得并网规模的陆上风电、陆上集中式光伏项目，这也将是未来储能容量租赁市场的主力。但受政策影响，山东省2022年第三季度前无新增陆上风电、光伏项目，储能租赁市场尚不够活跃。

随着山东省陆上风电和光伏项目的逐步放开，新增集中式新能源项目可能会带动储能电站租赁市场趋热，此前市场预计的租赁价格在330元/年·kW左右，目前约为100至200元/年·kW左右。对于100MW/200MWh的储能电站来说，每年的容量租赁收入约1000至2000万元。

山东省是较早允许独立储能参与现货市场的省份，且在国内率先建立了容量补偿电价机制，各类配套制度建立相对完善。通过本文测算，独立储能电站在山东的收入仍主要来自于电能量市场的价差收益和容量租赁收益。以典型的100MW/200MWh化学储能电站为例，每年发电的容量补偿费用约600至900万，包含用户侧容量电费的价差收益约1300万左右（理想情况的50%），容量租赁收入约1000至2000万左右，未来独立储能参与辅助服务市场也可获得部分收入。整体来看，目前独立储能在上述四个市场的收入可能还无法完全覆盖成本，因此期待市场进一步释放红利以鼓励独立储能的建设和入市。 

原标题：山东独立储能参与电力现货市场分析