中國儲能網(wǎng)訊：山西，是中國儲能應(yīng)用起步最早的區(qū)域之一。從早期的火儲聯(lián)合調(diào)頻項目，到2018年就提出的獨立儲能示范電站的概念，山西一直在中國儲能應(yīng)用中處于引領(lǐng)的地位。
但2022年一整年，山西的獨立儲能電站，一直觀望情緒嚴(yán)重。
一方面規(guī)劃了大量超大規(guī)模的儲能項目引人側(cè)目，另一方面項目在進(jìn)入招標(biāo)或EPC階段后，又推進(jìn)遲緩，鮮有投運項目出現(xiàn)。儲能與電力市場對山西市場一整年的系列分析也直觀的反映了這一局面。感興趣的讀者在文末點擊相關(guān)鏈接詳細(xì)了解。
市場機制、盈利模式，看似清晰，但又似乎總是隔著一層紗，可能是開發(fā)商們最大的困惑。本文將著重分析山西獨立儲能電站的盈利模式，以期為即將在2023年投入山西儲能電站開發(fā)建設(shè)的開發(fā)商、投資方們以借鑒。
山西儲能6.3GW項目已啟動
截至目前，山西省投運+規(guī)劃的儲能項目容量已達(dá)6.33GW，山西省能源局《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》提出的2025年新型儲能規(guī)劃容量6GW的發(fā)展目標(biāo)，已然實現(xiàn)。6.33GW的儲能項目分配如下。
火儲聯(lián)合調(diào)頻仍就是山西儲能市場唯一實際運用的項目類型。獨立儲能電站規(guī)劃量大，但無實際投運項目，無實際項目經(jīng)驗可借鑒。
2023年，誰會是第一個吃螃蟹的人？
獨立儲能
瞄準(zhǔn)現(xiàn)貨市場及輔助服務(wù)市場
山西省運營有獨立的AGC調(diào)頻輔助服務(wù)市場，2020年發(fā)布的《山西省獨立儲能和用戶可控負(fù)荷參與電力調(diào)峰市場交易實施細(xì)則（試行）》以及2021年發(fā)布的《山西省獨立儲能電站參與電力一次調(diào)頻市場交易實施細(xì)則（試行）》，又為山西省儲能開辟了調(diào)峰、一次調(diào)頻兩個應(yīng)用場景。
但目前一次調(diào)頻市場尚未實際實施，儲能主要參與的是AGC調(diào)頻輔助服務(wù)，而調(diào)峰輔助服務(wù)在現(xiàn)貨市場下將直接關(guān)閉，因此山西儲能的主要應(yīng)用場景如下所示。
備注：儲能主要以火儲聯(lián)合調(diào)頻的形式參與此市場，儲能與電力市場曾多次報道過山西調(diào)頻輔助服務(wù)的情況，感興趣的讀者可在文末點擊相關(guān)鏈接詳細(xì)了解。
獨立儲能電站投運后，將主要參與輔助服務(wù)服務(wù)市場，提供一次調(diào)頻、調(diào)峰輔助服務(wù)?？紤]到電力現(xiàn)貨市場運行時，調(diào)峰市場關(guān)閉，因此結(jié)合儲能容量租賃，山西省的獨立儲能電站的盈利模式主要為：
容量租賃 + 一次調(diào)頻 + 現(xiàn)貨市場
本文以下內(nèi)容將對這三項收益進(jìn)行詳細(xì)的分析。
山西獨立儲能電站收益詳解
200MWh儲能電站理想情況下收益近2億
共享容量租賃不影響?yīng)毩δ茈娬臼褂?
對于獨立儲能電站容量租賃后，使用權(quán)歸屬問題，一直是關(guān)注的焦點。日前有電網(wǎng)專家指出，山西省的新能源租賃獨立儲能容量后，將考慮采取新能源與儲能的運行解耦的方式，即兩者之間僅為經(jīng)濟租賃關(guān)系，獨立儲能仍將以獨立身份參與電力市場。其在現(xiàn)貨市場和一次調(diào)頻市場中獲得的收益，可按協(xié)議與新能源企業(yè)共享。
這也意味著山西也采取了跟山東一樣的儲能電站容量租賃管理模式。租賃費用可作為山西獨立儲能電站的最主要的保底收入，保障儲能電站一定的收益率。由于儲能電站還可以同期參與現(xiàn)貨市場、一次調(diào)頻市場，對租金的需求也會相應(yīng)降低，更易實現(xiàn)租賃，從而促使財務(wù)模型成立。
但我們同時也觀察到，山西省能源局近日下發(fā)的《山西省2022年風(fēng)電、光伏發(fā)電保障性并網(wǎng)項目清單》中，共計98個新能源項目中，僅31個項目要求按照2.5%-20%不等配置儲能，如按照常規(guī)的2小時配置，僅需配置出儲能383.3MW/676.6MWh。是管理部門不對新能源配儲再做強制要求？還是都希望通過容量租賃的形式滿足新能源并網(wǎng)調(diào)峰能力需求？目前暫不明朗。但顯然，這是租賃形式是否成立的最重要問題。需要項目開發(fā)方做詳細(xì)了解。
備注，山西省2022年風(fēng)光配儲項目清單可參考文章：配儲383.3MW/676.6MWh，山西2022年風(fēng)光保障性項目清單正式發(fā)布
“報量報價”參與日前電力市場，理想情況下，預(yù)計可獲得價差0.5元/kWh左右
山西省獨立儲能具體如何參與現(xiàn)貨市場，目前尚無定論。有電網(wǎng)專家表示，山西省獨立儲能電站將以“報量報價”的方式參與日前市場：
放電量，按日前市場分時節(jié)點電價結(jié)算
充電量，按日前市場統(tǒng)一結(jié)算點電價結(jié)算
結(jié)合山東目前已運行的獨立儲能電站采用的集中時段充電、集中時段放電的策略，采用2022年1-11月底的山西省電力現(xiàn)貨市場日前節(jié)點電價，儲能與電力市場模擬分析了獨立儲能電站在最理想的情況下（即對電價的預(yù)測完全與實際情況相符合，并且每次都能捕獲對低電價充電，以及最高電價放電），1小時系統(tǒng)以及2小時系統(tǒng)的充放電電價差水平，如下表所示。
山西省現(xiàn)貨市場日前市場電價從全年來看，有一定的峰谷特性，可考慮在中午時段充電、傍晚到夜間放電，但如何取得最大化收益，顯然考驗的是儲能電站的運營方在報價策略、電價預(yù)測等方面的功力。
一次調(diào)頻按現(xiàn)行政策模擬計算，10MW/10MWh儲能項目全年收益可能破億
獨立儲能參與一次調(diào)頻市場時，一些要點如下：
申報：容量和報價
報價范圍：5-10元/MW
按日交易，日前組織，日內(nèi)調(diào)用，以一次調(diào)頻供應(yīng)成本最低為目標(biāo)，市場出清
一次調(diào)頻市場容量需求量：運行日新能源場站預(yù)測最大出力的10%
儲能申報量：儲能參與電能量現(xiàn)貨市場形成的充放電計劃，作為儲能參與一次調(diào)頻市場的基準(zhǔn)值。在此基準(zhǔn)值上，確定每個時段（15分鐘）可申報參與一次調(diào)頻的容量。充放電計劃+上下調(diào)申報容量，不超過儲能運行上下限。
一次調(diào)頻收益=一次調(diào)頻性能×調(diào)節(jié)里程×申報報價
一次調(diào)頻費用分?jǐn)偅菏紫扔梢淮握{(diào)頻考核費用支付，不足部分由發(fā)電企業(yè)按發(fā)電量分?jǐn)?
結(jié)合山西省電網(wǎng)典型月份的頻率特點，儲能與電力市場模擬計算了10MW/20MWh的獨立儲能電站參與一次調(diào)頻時的收益。同樣，該模擬也基于最理想的場景，即完全依據(jù)政策的規(guī)則模擬計算，不考慮市場總規(guī)模的大小，以及調(diào)度算法對收益的影響。儲能與電力市場得出結(jié)論如下表所示。
模擬的數(shù)據(jù)非常理想，但鑒于一次調(diào)頻市場尚未開啟，實際的市場規(guī)模并不明確，考慮到山西全年的輔助服務(wù)補償費用約6億元，全年AGC輔助服務(wù)補償費用約5.8億元，因此以上一次調(diào)頻輔助服務(wù)補償費用是否能最終實現(xiàn)，顯然比較存疑。
出于電力市場運行穩(wěn)定性的考慮，電力輔助服務(wù)市場也不會如此大規(guī)模擴大規(guī)模。預(yù)期在實際執(zhí)行時，可能會對調(diào)頻性能等進(jìn)行一定的限制，比如限制最高取值，另外在調(diào)度管理上，可能也會針對性的做出相關(guān)規(guī)定。
獨立儲能電站收益理論可觀，開發(fā)商可進(jìn)一步調(diào)研
在以上分析的基礎(chǔ)上，儲能與電力市場針對100MW/200MWh獨立儲能電站進(jìn)行以下收益測算，假設(shè)：
容量租賃費用標(biāo)準(zhǔn)：300元/kWh·年
一次調(diào)頻投入容量：10MW/20MWh
電力現(xiàn)貨市場投入容量：90MW/180MWh
充放電效率：85%
電力現(xiàn)貨市場結(jié)算電價：日前市場節(jié)點電價
獨立儲能不承擔(dān)輸配電價、政府基金及附加
則該儲能電站理想情況下收益如下：
顯然在現(xiàn)有的政策下，估算山西獨立儲能電站收益，非常可觀，甚至不需要依賴容量租賃，就能獲得遠(yuǎn)超其他區(qū)域的收益水平。
山西獨立儲能電站，2022年并無實際投運項目出現(xiàn)。顯然，現(xiàn)有政策的實際執(zhí)行情況，市場參與方仍廣泛存有疑慮。但如果大的框架不做改變，相較于其他區(qū)域，山西獨立儲能電站的收益已經(jīng)較為清晰，項目測算過會存在很大可能。
2023年，看山西市場表現(xiàn)。
