中國儲能網(wǎng)訊：7月4日，山東省電力交易中心對肥城中儲儲能電站申請進入山東電力現(xiàn)貨市場進行公示， 公示期為2022年7月4日至7月8日。
據(jù)了解，中儲國能肥城1萬千瓦壓縮空氣儲能電站于2021年9月并網(wǎng)發(fā)電，這是國內(nèi)“首臺套”壓縮空氣儲能電站，在無補燃壓縮空氣儲能技術上填補了國際空白。同時，中儲國能3×10萬千瓦壓縮空氣儲能已列入2022年山東省儲能示范項目。
至此，山東已有6座儲能電站進入了電力現(xiàn)貨市場，分別分四次進行了公示，如下所示：
此前，4月7日中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟“CNESA儲能百家講堂”邀請了山東電力工程咨詢院有限公司智慧能源事業(yè)部設計總工程師裴善鵬在線直播，為大家分享“山東電力現(xiàn)貨市場條件下的獨立儲能電站發(fā)展”。以下為直播要點：
獨立儲能電站開始參與
電力現(xiàn)貨市場交易
2022年2月25日，國家電投海陽、華電滕州新源、三峽新能源(慶云)3座獨立儲能電站在山東電力交易平臺完成市場注冊，成為全國首批進入電力現(xiàn)貨市場運行的獨立儲能電站。華能黃臺獨立儲能電站、國網(wǎng)綜能萊蕪獨立儲能電站隨后進入電力現(xiàn)貨市場。自此，“獨立儲能電站參與電力現(xiàn)貨市場交易”的序幕正式拉開，為我國獨立儲能電站開拓了新的運行模式。
裴善鵬認為，電力現(xiàn)貨市場是新型電力系統(tǒng)建設的重要內(nèi)容，不僅可以通過市場手段調(diào)節(jié)電力系統(tǒng)供需平衡，還可為儲能行業(yè)發(fā)展探索一套全新的商業(yè)模式，助力儲能釋放綜合應用價值?！霸陔娏ΜF(xiàn)貨市場交易中，獨立儲能電站可通過電價波動，賺取電力現(xiàn)貨市場交易發(fā)電側(cè)的峰谷價差、收取新能源租賃費和現(xiàn)貨市場發(fā)電側(cè)容量電費?！迸嵘迄i進一步指出，“在未參與電力現(xiàn)貨市場之前，獨立儲能電站買電平均電價高于賣電平均電價，儲能企業(yè)充放電是虧損的。而參與電力現(xiàn)貨市場后，現(xiàn)貨市場發(fā)電側(cè)平均峰谷電價差可達0.42元。目前充電還需要繳納輸配電價和基金附加，度電扣除近0.2元，100兆瓦/200兆瓦時獨立儲能電站參與電力現(xiàn)貨交易市場一年仍可賺取近千萬元。并且，山東電力現(xiàn)貨市場實施容量電費機制，可控可調(diào)發(fā)電電源如煤電，每年每千瓦獲取的容量電費在300元左右。相關機構已經(jīng)明確儲能可以獲取容量電價，但比例尚未確定。”
從儲能參與現(xiàn)貨市場的方式來看，獨立儲能按自愿原則參與現(xiàn)貨市場，采用自調(diào)度模式，在日前自行申報運行日96點曲線，作為運行日安排電力運行的邊界條件并優(yōu)先出清，按照市場出清價格進行結算。儲能電站根據(jù)電網(wǎng)負荷預測、供熱計劃、新能源預測來判斷運行日的市場電價走勢，申報運行日的充放電計劃，如在晚低谷和午低谷充電，在早高峰和晚高峰放電?！半y點是充電電價的收取，按現(xiàn)有規(guī)則作為用戶儲能電站需要繳納‘節(jié)點電價+基金附加+輸配電價’，建議改為只支付節(jié)點電價模式。因為儲能放電的時候，電網(wǎng)公司又把電賣給用戶，還要收取基金附加和輸配電價，相當于每度電收了兩次，不合理。況且國家對抽水蓄能有專門的充電電價，對儲能也應該會出臺充電電價政策?！迸嵘迄i認為。
從新能源租賃費用來看，目前新能源租賃儲能形式與輔助服務市場條件相同。新能源租賃儲能只是租了入網(wǎng)資格，并不能獲取儲能參與現(xiàn)貨市場的收益。
從容量補償電價方面看，山東省是全國首個執(zhí)行容量補償電價的省份。容量補充電價機制為保證電力系統(tǒng)長期容量的充裕性，在用戶側(cè)每月按照實際用電量收取0.0991元/千瓦時補償電費，按高峰時段發(fā)電情況補償給發(fā)電企業(yè)?！皟δ芫哂姓撾p向調(diào)節(jié)功能，如果按照高峰時段發(fā)電補充原則，則儲能需要進行精準負荷預測，甚至預留容量在規(guī)定的高峰時段發(fā)電，以獲取容量補償?！迸嵘迄i指出。
獨立儲能電站盈利模式
在山東的演變
裴善鵬告訴記者，山東省儲能政策的發(fā)展經(jīng)歷了從輔助服務市場到電力現(xiàn)貨市場的轉(zhuǎn)變。2021年首批50萬千瓦示范項目儲能建設啟動的時候，設計的主要政策還是基于電力輔助服務市場。
一是風電、光伏項目按比例要求配建或租賃儲能示范項目的，優(yōu)先并網(wǎng)、優(yōu)先消納；
二是示范項目參與電力輔助服務報量不報價，在火電機組調(diào)峰運行至50%以下時優(yōu)先調(diào)用，按照200元/兆瓦時給予補償；
三是示范項目充放電量損耗部分按工商業(yè)及其他用電單一制電價執(zhí)行，結合存量煤電建設的示范項目，損耗部分參照廠用電管理，但統(tǒng)計上不計入廠用電；
四是示范項目參與電網(wǎng)調(diào)峰，累計每充電1小時給予1.6小時的調(diào)峰獎勵優(yōu)先發(fā)電量計劃。聯(lián)合火電機組參與調(diào)頻時，Kpd≥3.2的按儲能容量每月給予20萬千瓦時/兆瓦調(diào)頻獎勵優(yōu)先發(fā)電量計劃，Kpd值每提高0.1增加5萬千瓦時/兆瓦調(diào)頻獎勵優(yōu)先發(fā)電量計劃；
五是示范項目的調(diào)峰調(diào)頻優(yōu)先發(fā)電量計劃按月度兌現(xiàn)，可參與發(fā)電權交易。
然而，項目建成時間為2021年底，此時山東電力市場環(huán)境已經(jīng)發(fā)生了重大變化。2021年12月1日，山東正式啟動電力現(xiàn)貨市場，原儲能政策設計的調(diào)峰輔助服務、優(yōu)先發(fā)電量計劃盈利基礎均已不復存在。“電力市場相關政策和儲能運營環(huán)境發(fā)生較大變化，應適時調(diào)整。”裴善鵬補充道，“山東省能源局在2020年就進行了儲能參與電力現(xiàn)貨市場的理論研究，在政策設計上早有預案。因此，2022年3月，4個示范項目按照2020年的現(xiàn)貨儲能理論設計直接進入了電力現(xiàn)貨市場運行，僅剩下一些細節(jié)問題需要明確。事實證明，提前進行理論研究是很有必要的。目前，我國寧夏、新疆、陜西的獨立儲能政策還處于電力輔助服務階段，山東、浙江的獨立儲能政策已經(jīng)進入電力現(xiàn)貨市場。”
電力儲能經(jīng)過十幾年的發(fā)展，已經(jīng)從實驗室發(fā)展到商業(yè)化初期，現(xiàn)在逐漸從商業(yè)化初期向規(guī)?；^渡。這個階段有以下幾個特征：在技術發(fā)展方面，某些儲能裝置的性價比已經(jīng)到推廣應用階段了。十多年前，電力系統(tǒng)需要的儲能有三個要素，長壽命、低成本、高安全，現(xiàn)在長壽命和低成本基本已實現(xiàn)，但是高安全還有“最后一公里”。在研發(fā)方面，我國幾乎所有儲能技術都有涉及。在應用方面，在電源、電網(wǎng)、用戶側(cè)各種應用也都嘗試過。在商業(yè)模式上，確實存在短板，需要很長時間探索，世界其他國家都存在同樣的問題。
裴善鵬認為，下一步要加快完善儲能參與電力市場機制，完善儲能參與電力輔助服務市場的細則，建立電力現(xiàn)貨市場下的儲能價格形成機制。規(guī)范交易品種、明確價格機制、激發(fā)市場活力、提高儲能項目收益水平。推動儲能在電力現(xiàn)貨市場發(fā)揮作用，鼓勵“共享儲能”等商業(yè)模式創(chuàng)新。盈利模式是儲能發(fā)展的根本動力，只有解決市場化規(guī)則問題，儲能應用才能健康發(fā)展。
裴善鵬指出，作為全國儲能行業(yè)發(fā)展的排頭兵之一，山東儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展方向，
一是依托示范項目摸索現(xiàn)貨儲能規(guī)則。調(diào)研企業(yè)運行情況，合理設定各個參數(shù)，固化合適的規(guī)則，修正不正確的規(guī)則；
二是培育新興儲能技術和應用。壓縮空氣儲能、熱熔鹽儲熱配合火電機組實現(xiàn)熱電解耦和高品位工業(yè)蒸汽存儲、工商業(yè)暖通負荷儲熱蓄冷平抑用電曲線，固態(tài)電池、鋁離子電池技術等新興技術通過示范項目推廣應用；
三是探索儲能消防驗收流程和標準。開展儲能消防驗收導則和相關流程的編制，確定驗收范圍，初步確定消防預警、消防報警、防止蔓延三層框架；
四是加快儲能支撐服務體系建設。完成新型儲能設計、驗收兩項地方標準，立項新型儲能檢測、涉網(wǎng)等標準，加強儲能檢測力量，依托電力交易平臺建立租賃機制。
