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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，以建立適應儲能參與的市場機制，加快推動先進儲能技術示范應用，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節(jié)和保障電網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。

主要內容

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。《若干措施》是對國家發(fā)改委、能源局《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》相關內容的落實，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，相應充電電量不承擔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準的2倍執(zhí)行。根據(jù)山東能源監(jiān)管辦等聯(lián)合發(fā)布的《關于2022年山東省電力現(xiàn)貨市場結算試運行工作有關事項的補充通知》(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容量補償費用，容量補償電價基準價為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，明確容量補償標準按2倍執(zhí)行，一定程度提高了新型儲能的容量收益。

3.引導新能源項目積極配置新型儲能設施。在新能源項目并網時，電網企業(yè)按照儲能容量比例，由高到低安排并網順序。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(或輔助服務市場)等競爭方式獲得收益占比過高時，存在較大的收益風險，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準，以一個10MW/20MWh的獨立儲能(預估總投資為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。

日最大峰谷電價差分布情況

盡管從平均值上看，日內最大峰谷差平均值達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測。日電價峰谷差波動較大，電價低值和高值事先預測難度大，新型儲能難以制定準確的運行策略，當日儲能充放電價閾值設置不合適，可能導致新型儲能當日錯失充放電機會，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年底光伏裝機達到3343萬千瓦，風電裝機也達到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)時長達到小時級的較高電價時段對應電價區(qū)間在600元/兆瓦時左右，所以配置小時級的調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交易，但在現(xiàn)貨市場運行期間，調峰、削峰等主要的輔助服務市場可以與現(xiàn)貨市場并軌，而調頻、爬坡等輔助服務仍會占用儲能的使用壽命，同時當前各地“兩個細則”中的補償標準仍較低，此塊收入也無法產生顯著影響。

總結

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，但從當前標準來看，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險;另一方面現(xiàn)貨市場價格變動風險帶來的不確定性，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。

強調現(xiàn)貨市場帶來的最大峰谷價差的擴大只會起到誤導的效果，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，即我們經常提到的度電成本，新型儲能能否背負沉重成本負擔的情況下隨現(xiàn)貨市場跳舞，讓我們拭目以待!