中國儲能網訊：
核心要點：
獨立儲能收益組成（以100MW儲能電站為例）：
1 現(xiàn)貨峰谷價差套利2000w
2 租賃費：新能源企業(yè)強制配儲入網（3000-3300w），此前容量電價較高時尋求租戶動力有限，但容量補償下降后積極尋找租戶，新能源很多可以租滿。
3 容量電價：按照容量獲得容量電價，保證盈利并儲備備用機組（600-800w），此前補償標準較高，現(xiàn)在降為火電1/6。
根據(jù)專家測算模型，電站投資4.5億；DOD深度90%；效率85%；每年需5500w方可達成經濟性。此時IRR：儲能電站屬于大型基礎設施，銀行貸款利率4.65條件下，IRR剛過8%，會控制在9%、10%左右
容量電價沿革：100%火電電價—1/12火電電價—1/6火電電價
山東政策發(fā)展：
為什么是山東：風光裝機已超過火電，又缺水電調峰，只能依靠電化學，棄電率高。再加上山東火電基準價相對較高，經濟性尚可。
初期：早期強制配儲。劣幣驅逐良幣，質量不佳，但初步建立了市場。
中期：推獨立儲能。將風電光伏分散建設的儲能集中建設；魯發(fā)改能源254號文建立了山東電力中長期市場下的盈利模式。全國領先，寧夏、湖南等都在參考。#此時電力市場以中長期交易為主，故存在調峰補償
目前：建立儲能現(xiàn)貨市場下運行機制。出臺《促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》。#現(xiàn)貨市場機制下電價反映供需，故不再存在調峰補償
未來：制定標準。安全標準、住建廳儲能驗收標準已完成，能源局的設計標準正在推進。住建廳標準全國第一，省標全國第二。關注壓縮空氣、儲熱等長時儲能技術
山東儲能電站規(guī)模：
已建：37座儲能電站。新能源配19座，獨立小儲能2座（壓縮空氣、退役的鉛酸），示范項目7座
（5+2），共50萬
在建：在建29座，310萬千瓦，全國第一
目前：25年700萬千瓦，投資不到300億。全國水平山東*10
獨立儲能發(fā)展確定性：
1 風電光伏發(fā)達，水電少。山東電網裝機1.76億，風電光伏6000w，傳統(tǒng)火電6000w多，水電8w，依賴火電，缺少靈活調節(jié)資源。
2 山東電價經濟性尚可，標桿電價0.3949，承受能力強。
3 政策要求：雙碳要求下每年1000w裝機，大量的風電光伏不穩(wěn)定，儲能的發(fā)展是必然的4 搶風光資源：強制配儲背景下，優(yōu)先支持在山東建設大型獨立儲能電站投資方，其次支持自建投資方，最后支持租賃的儲能投資方。華能華電國電投投資熱情高漲。
專家觀點：
現(xiàn)貨市場機制&概況
一、背景：
新型電力系統(tǒng)運轉需要硬件+軟件，軟件是核心，即電力市場機制。上頭也提到要建立全國統(tǒng)一電力市場。
電力市場初期：魯發(fā)改能源254號文，在電力中長期市場下建設儲能電站的盈利模式。中長期市場是
指，標桿電價為0.3949，建立電力輔助市場為電網調峰，誰提供調峰給誰錢，然后全體發(fā)電企業(yè)分攤。
電力市場中期：5+2儲能示范項目。自2021年12月1日，山東進入電力現(xiàn)貨市場，不再有標桿電價，而是根據(jù)供需調整電價。電力現(xiàn)貨市場上下網價格不同，靠電價引導用戶調峰，替代了調峰輔助服務市場。山東2月底三月初進去現(xiàn)貨市場，為全國第一批，具有開創(chuàng)性意義。
二、收益：
1.發(fā)電側峰谷價差：低價收電，高價放電
2.租賃費：新能源企業(yè)租儲能，作為入網條件。山東省要求所有集中式新能源配儲才能并網。自建收益低不好用，電網公司反對，因此選擇租賃，作為入網許可。
3. 容量電價機制，不發(fā)電可以按照kw獲得容量電價。
a) 養(yǎng)機組：假設30萬機組1度電耗320g煤，百萬機組1度電260g煤，那么30萬機組發(fā)不上電，盈利角度會被淘汰。但夏天高峰存在缺電的情況，因此設置容量電價“養(yǎng)”發(fā)電企業(yè)備用，因此山東夏天沒缺電。
b) 儲能容量電價難確定。儲能也可以為電網提供2h備用，儲能容量電價爭議大。初期按火電100%，后來按小時數(shù)減價至/12，目前是/6
三、為什么是山東：
1. 風電光伏發(fā)達，水電少。風光不穩(wěn)定，沒水電，導致只能靠火電。山東電網裝機1.76億，風電光伏
6000w，傳統(tǒng)火電6000w多，水電只有8w，抽水蓄能20w，燃氣裝機不到1kw，因此山東依賴火電，缺少靈活調節(jié)資源。21年全網新能源消納率全國倒數(shù)第二，棄電率第一。21年棄8.8億，22年前三月完成。預計22年棄風棄光25億左右。南方水電多，火電不多，沒有供暖季，壓力小。
2. 山東經濟性尚可。西北省份，風電光伏相近，利用小時高，但經濟性一般，電價低，導致電網承受力差。山東標桿電價0.3949，新疆僅0.25，寧夏0.2595，甘肅0.307，西北普遍再0.3左右，承受能力差。
四、發(fā)展歷程：
有需求，能承受，因此山東較早在全國強配儲能，特別注意構建儲能的支撐體系，包括規(guī)劃，包括建設方式，包括市場機制。確定優(yōu)先發(fā)展大型獨立儲能電站的基本原則。
初期：最早20年強制配儲，質量差，劣幣驅逐良幣，但建立了市場；
中期：推獨立儲能，風電光伏分散建設的儲能集中建設，讓風光企業(yè)租用。發(fā)明盈利機制，魯發(fā)改能源254號文建立了山東電力中長期市場下的盈利模式。寧夏、湖南、浙江等都在參考。5+2設計后，把分散儲能集中建設，電網好調好用好調；用戶解決并網問題，好招標，質量保證；能源主管部門可以集中管理大儲能電站，寧德時代電池質量也好，降低安全風險。21年通過獨立儲能代替了不好用的小儲能。
目前：建立儲能在現(xiàn)貨市場下的機制。20年已做好，根據(jù)當時的模型整理出《促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》，能源局能監(jiān)辦等當時爭議很大，出臺艱難。
未來：指定標準。下半年到明年。安全標準、住建廳儲能驗收標準已完成，能源局的設計標準正在做。全國領先，住建廳第一，省標僅次于北京排第二。預計會對全國儲能的發(fā)展可以造成比較大影響。
技術：關注壓縮空氣、儲熱長時儲能
五、規(guī)模：
已建：37座儲能電站，新能源配19座, 獨立小儲能2座，一個壓縮空氣，一個是退役的鉛酸電池，還有示范項目7座,5+2,共50w。
在建：在建的項目29座，310萬千瓦，全國第一。目標還很遠，雙碳要求每年1000w。大量的風電光伏不穩(wěn)定，因此儲能的發(fā)展是必然的。未來是長時儲能。
目前規(guī)劃：25年700w，不到300億。全國水平山東*10。量很大。
不發(fā)達國家也開始配儲能，世界銀行貸款，必須配儲，達到碳排放指標。海外市場也大。俄烏戰(zhàn)爭，歐洲電價保障，1歐元/度，海外戶儲十分火爆。
六、獨立儲能盈利模式：
簡化模型：投資4.5億；DOD深度90，效率85。約每年需要5500w收入方可平衡
盈利模式：
1. 峰谷價差套利。復盤去年，價差6毛，考慮到容量補償電價等損耗，1度電3毛。一年600h賺2000w左右。
2. 容量補償電價。在試錯，目前收益600-800w
3. 以上為儲能直接參與現(xiàn)貨的收益。此外根據(jù)規(guī)定新能源必須配儲/租賃才能并網，1kw一年300元租金，100MW/200MWh儲能電站一年可收租金3000w。但目前租賃率不高，華能華電新能源裝機多沒問題，國電投也比較強，三峽在山東裝機較少不很理想。
七、火電調頻經濟性：
之前火電占比高不缺調頻資源，但現(xiàn)在開始缺。19年預測，火電的裝機比例降到60%下的時候出問題，目前61%?，F(xiàn)貨市場不愿意調頻，因為調頻火電負荷只能到70%，需要留出容量調頻，電量市場虧損嚴重，經濟性差。獨立儲能可以調頻，但已經參與現(xiàn)貨，一邊充放電一邊干調頻還得研究。山西做的好，充放電的時候留功率，充不滿留電量，參與調頻。山東都還在研究。
八、具體的經濟性數(shù)據(jù)：
根據(jù)模型需要5500w，峰谷價差2000，容量補償600，租賃費3000-3300w。
實際上政策變動大，市場體系在變，政府也在試錯。例如，容量補償電價，開始和火電一樣高，360/每kW每年，實際變量多，實際500/每kW每年，100MW電站光容量電價創(chuàng)收5000萬左右，過高。后來調至1/12，全線虧損，后來不再繳納輸配電價，1度電省2毛錢?，F(xiàn)在看，前三月賺，一個月虧，后面只要能租出去，可以滿足要求。
目前華能華電國電投投資為主，為了其光伏風電的發(fā)展。政策要求：優(yōu)先支持在山東建設大型獨立儲能電站的投資方，其次支持自建的投資方，最后支持租賃的儲能投資方。如果想在山東拿風電光伏資源，那么必須要有一個大型獨立儲能電站。投資儲能電站本質上是搶風光資源。
山東引領全國示范方面：1.儲能市場化發(fā)展；2政策支持，新能源輸血；3.加強管理，加強技術監(jiān)督體制，重視安全。
Q&A
1. IRR？容量電價是保底收益么？
儲能電站屬于大型基礎設施，為央企打造。貸款利率4.65下，IRR剛過8%，控制在9%/10%左右。容量電價是最保底收益，是雙刃劍。容量電價只保一部分，大部分呢還是進入現(xiàn)貨和租賃，租賃相對比較靠譜。華能華電國家電投大量風電光伏，自租自用就夠?，F(xiàn)貨不確定。
2. 山西率先開展一次調頻，山東開啟后收益如何？
收益：參與調峰和調頻差不多，2000w/年。
現(xiàn)狀：1. 政策不友好。不支持獨立儲能參與調頻，獨立儲能性能太好，搶火電指標，導致火電養(yǎng)獨立儲能，總體還是分開做。獨立儲能參與調頻收益*0.1，政策還在研究。2 調頻損耗電池降低壽命。山西調頻需求高，需求緊迫。
3. 現(xiàn)貨市場交易預期如何？以前輔助服務火電企業(yè)出，現(xiàn)貨市場向用戶側疏導？
充放電提供服務。電力中長期市場下通過調峰輔助服務，充1度2毛錢1000h對應2000w。電力現(xiàn)貨市場下是峰谷價差套利，次數(shù)變少300次，600h利用小時，3毛多價差，收益大概也是2000w。本質上是解決同樣的事情，收益方式不同。原來是全體發(fā)電企業(yè)出，現(xiàn)貨市場通過電價疏導到用戶。
4. 租金怎么談？
市場行為。河南政策200元/kWh每年，按配儲2h考慮即400元/kW每年。山東這邊認定是市場價格，不做定價。電力交易中心會建立一個市場機制，進行報價和招標，進入了電力現(xiàn)貨市場的規(guī)則。我們認為300-330元/每千瓦每年租儲能價格合理。
5. 租賃率水平？
華能華電風電光伏很多，自己不夠用。國電投風電光伏少，租30%。三峽15%，當時容量電價還高不著急。目前僅50w的獨立儲能電站，對應250w新能源，未來到300w對租賃需求迫切。個人自建的配電儲能，無法通過后續(xù)的安全檢查。未來把儲能往獨立儲能集中。
6. 山東儲能市場每年增量？
十四五規(guī)劃提到電力系統(tǒng)調節(jié)能力提升專題。消納新能源的話，不光是儲能，還有儲蓄抽水蓄能，火電靈活性改造，燃氣輪機。十四五規(guī)劃在都考慮的情況下，總調峰缺口2093w，扣除后儲能缺450w，2h。之后生產目標變動，風電光伏裝機由6500萬千瓦提升至9000萬千瓦，小目標9300萬千瓦，大目標1.35億千瓦。電網公司要的儲能指標小目標20GW，40GWh儲能，大目標40GW，80GWh儲能
（山東省2025年規(guī)模），要求過多，實際上個人認為7、8GW到10GW水平即可。
7. 價格每年會迭代么？
機制體制不會變，具體細則會變，三部分的收益系數(shù)可能變動。萬一山東電力現(xiàn)貨市場改革又失敗了，返回去年政策就好。
8. 火電靈活性改造的調峰和獨立儲能調峰的關系，競爭？
提升電力系統(tǒng)調節(jié)能力，不只靠儲能，包括火電靈活性改造?；痣婌`活性改造便宜、好實現(xiàn)，優(yōu)先推薦，在算了還是不夠的情況下才有幾百萬千瓦的儲能?；痣婌`活性改造遠不及預期，僅完成計劃改造1/6。儲能促進其改造，單算儲能幾百萬不夠?？紤]改造極限，非供暖季貢獻350萬到450萬，供暖季能夠貢獻1300萬，距離2093w缺口還不夠?；痣婌`活性改造達到預期是沒問題，若火電靈活性改造不及預期，儲能的數(shù)還要加。
9. 火電機組調峰能力和獨立儲能等效時，用瞬時功率*利用小時數(shù)計算？
等效時非常復雜。電量等效，更希望功率支撐。首先滿足功率，其次滿足電量。
10. 租賃費，租賃價格試用多久？
合同2年起步，之后再談，大家訴求不同。國網綜能沒有風電光伏，希望簽10年；華能華電不會租很久，自己還要用。目前獨立儲能資源比較少，2年后還有往上走的可能性。目前對手握大量風電光伏的企業(yè)比較利好，但具體時間不好定。
11. 將來獨立儲能豐富了，電網調度電站時有優(yōu)先順序么？
首先電力現(xiàn)貨沒有調度，自調度，報量不報價，接收電價；其次，儲能和風電光伏都在發(fā)展，若儲能速度超風電光伏，可能有儲能充不上電。目前儲能優(yōu)先，比火電好用
12. 價格測算中，按2.25元算，獨立儲能對設備要求高造價高？技術路線有要求么？
a目前數(shù)字是估計數(shù)字，設備按1.7算的，政策測算保守些，為了穩(wěn)妥按2.25元。b希望高安全高效率電池出現(xiàn)。高壓級聯(lián)，我們也在做實驗，只要可靠性尚可，不燒變壓器PCS，效率是高的，未來有前景。
