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山东新型储能商业模式解析
12-08
目前山东新型储能主要有独立储能电站和火储联合调频储能电站两种应用场景，独立储能电站的主要收益来源有容量租赁、现货市场价差套利和容量电价补偿，火储联合调频储能电站的主要收益来源为自动发电控制(AGC)调频辅助服务补偿，其中火储联合调频储能电站收益更高。
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山东省新型储能发展概况
2021年，山东可再生能源装机容量达到5849×10⁴kW，同比增长28.8%，占全省电力总装机容量的33.7%；发电量912×108kW·h，增幅高达44.6%，占全省电力消耗量的12.4%。根据《山东省可再生能源发展“十四五”规划》，到2025年，全省可再生能源发电装机容量将达到9000×10⁴kW以上。可再生能源装机容量不断增长，给山东省电力系统带来了前所未有的挑战，也为山东省储能发展带来了新的机遇。据CNESA全球储能数据库显示，截至2021年底，山东省已经投运705.7MW新型储能项目。2021年，山东省发布了本省第一批新型储能示范项目名单，包括5个调峰类项目和2个调频类项目，储能规模共计520MW/1041MW·h。目前正在推进第二批示范项目，共29个项目，包括华润财金山东东营源网储一体化示范项目等25个锂电池类项目、山东华电潍坊制氢加氢一体站项目等4个新技术类项目，共计3103MW。
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山东省新型储能商业模式
2.1独立储能商业模式 山东独立储能的主要收益来源有容量租赁、现货市场价差套利和容量电价补偿。
2.1.1容量租赁 独立储能电站可以将储能系统容量租赁给风电、光伏企业，风光企业获得上网指标，储能企业仍具有储能系统的自主运营权和收益权。山东省的独立储能容量租赁费采用市场竞价方式，制定最高限价及最低保底价，通常的成交价格在330元/kW左右。目前山东省独立储能电站容量出租率仅为20%左右，这主要是因为储能容量租赁费用较高，致使新能源企业更倾向于自建储能。后期随着政府部门对储能电站质量监管的逐步加强，预计低质量储能电站将会逐渐减少，独立储能电站容量出租率将得到提升，容量租赁有望成为山东省独立储能电站的主要收益来源。如果能够将全部容量租赁，100MW/200MW·h独立储能电站每年的容量租赁收益可达3300万元。
2.1.2现货市场价差套利 5MW以上独立储能可参与现货市场进行峰谷价差套利。山东峰谷电价差不大，平均电价差在0.4元/(kW·h)左右。2022年5月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，提到新型储能可以作为独立储能参与电力市场，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加[17]。山东省输配电价为0.1717元/(kW·h)(单一制)，政府性基金及附加为0.0271元/(kW·h)。储能电站不再承担输配电价和政府性基金及附加，能够降低充电成本，进一步扩大山东独立储能参与现货市场的收益。按充电电价0.1元/(kW·h)、放电电价0.5元/(kW·h)、容量电费0.02元/(kW·h)、充放电效率85%、每年360次充放电计算，100MW/200MW·h独立储能电站每年现货市场收益为2196万元。
2.1.3容量电价补偿 2022年3月，山东省发展改革委印发《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》，提出在容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦0.0991元(含税)。补偿机组范围、补偿费用收取(支付)方式等根据《山东省电力现货市场交易规则(试行)》等规定执行。该《通知》自2022年5月1日起实行，有效期至2026年12月31日[18]。储能也可以获得容量电价补偿，100MW/200MW·h独立储能电站每年容量补偿收益最高可达4341万元(按365天算)。在第一批独立储能示范项目进入现货市场交易后，在现货市场价差较小、容量租赁成效不理想的情况下，容量电价补偿成为独立储能电站的主要收入来源。2022年6月，山东能源监管办、山东省发展改革委、山东省能源局印发《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知(征求意见稿)》，提出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2h，压缩空气储能等根据实际运行情况认定。引入K值后，电化学储能电站容量补偿收入相当于原来的1/12，电化学储能电站容量电价补偿收入大幅下滑。为引导可调节负荷削峰填谷，将从2022年9月起对可调节负荷试行基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式。在新能源大发、发电能力充裕的时段，容量补偿电价按照基准价[99.1元/(MW·h)]乘以谷系数K1(K1取值0～50%)收取；在发电能力紧张的时段，容量补偿电价按照基准价乘以峰系数K2(K2取值100%～160%)收取；其他时段容量补偿电价维持基准价不变。储能电站充电时需缴纳容量补偿电价，目前按照固定价格99.1元/(MW·h)缴纳，在新政策下，储能电站在谷段充电时，只需要缴纳基准价99.1元/(MW·h)的0～50%，可以节省一部分充电成本。
2022年7月22日，山东省人民政府发布《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》，要求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[20]。按照新政策，100MW/200MW·h独立储能电站每年容量补偿收益降至723万元(按365天算)，收益下滑明显。
2.2火储联合调频商业模式 山东火储联合调频储能电站的主要收益来源为AGC(自动发电控制)调频辅助服务补偿。
储能电站与火力发电厂共同参与AGC调频市场报价，根据《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)(2021年修订版)(征求意见稿)》，调频辅助服务市场日前出清按照“价格/性能优先，时间优先，按需调度”的原则，根据市场主体的调频服务排序价格从低到高依次进行出清，直至中标市场主体调频调节速率总和满足电网调频调节速率需求值，中标市场主体的最高调频服务申报价格作为调频服务的出清价格。
2021年，山东将调频辅助服务市场交易价格限值由8元/MW提升至12元/MW，配有储能的火电调频机组基本按照最高价出清，大约1min接收一个AGC指令。
目前山东有2座火储联合调频电站，分别为华电国际莱城电厂和大唐临清热电，分别配备9MW/4.5MW·h和9MW/9MW·h储能电站。增加储能后，火电机组综合值和调节里程明显增加，从而提高火电机组调频补偿收入。根据国家能源局山东监管办公室公布的《火电“两个细则”及辅助服务市场结算情况》，华电国际莱城电厂储能电站2021年12月下旬投运后，电厂调频月度补偿收入明显增加，2022年1～6月平均月度补偿收入739.6万元；大唐临清热电储能电站2022年4月投运后，2022年5～6月平均月度补偿收入增加至523.3万元。
2021年7月至2022年6月，山东省调频辅助服务市场月度总补偿不断增加，从0.26亿元增加至1.35亿元。随着现货市场进程不断深入，山东调频辅助服务需求将不断增加，山东目前只有2座火储联合调频储能电站，短期内将保持较高收益。
来源：山东省新型储能政策与商业模式解析[F]. 李晨飞，黄辉，岳芬. 中外能源. 2022(11）；有删减
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国家发改委：风光大基地规划450GW，新型储能装机超400万kW
12-06
11月29日，国家发改委发表《能源绿色低碳转型行动成效明显——“碳达峰十大行动”进展（一）》。文章从非化石能源加快开发利用、化石能源清洁高效开发利用取得积极进展、新型电力系统建设稳步推进、能源转型支撑保障不断加强这四个方面进行重点阐述，展示了自习近平总书记作出碳达峰碳中和重大宣示两年以来，全国范围内稳妥有序推进能源绿色低碳转型取得的成果。
原文如下：
能源是碳达峰碳中和的重点领域。习近平总书记作出碳达峰碳中和重大宣示两年来，各地区各有关部门深入学习贯彻习近平总书记重要讲话和指示批示精神，认真贯彻落实党中央、国务院决策部署和碳达峰碳中和工作领导小组部署要求，积极稳妥有序推进能源绿色低碳转型行动，取得显著成效。
一、非化石能源加快开发利用
（一）新能源保持较快增长。制定实施以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案，规划总规模约4.5亿千瓦，目前第一批9500万千瓦基地项目已全部开工建设，印发第二批项目清单并抓紧推进前期工作，组织谋划第三批基地项目。稳步推进整县屋顶分布式光伏开发试点，截至今年6月底，全国试点累计备案规模6615万千瓦。有序推进山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾等海上风电基地建设。2020年以来，新增风电、太阳能发电装机容量连续两年突破1亿千瓦，占年新增全部发电装机的六成左右。稳步发展生物质发电，截至今年7月底，生物质发电装机3967万千瓦。会同有关部门积极研究支持地热能、非粮生物液体燃料等发展。推动国内首套自主化年产3万吨纤维素燃料乙醇示范装置工业化试生产。印发《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年》。2021年，新能源年发电量首次突破1万亿千瓦时大关。
（二）常规水电项目建设稳步推进。统筹水电开发和生态环境保护，大力推动金沙江上游、雅砻江中游、黄河上游等重点流域水电规划和重大水电工程建设。乌东德、两河口水电站全面投产，白鹤滩水电站今年8月底前建成投产10台机组，金沙江旭龙水电站项目已于今年6月上旬核准建设。2021年以来至今年6月，常规水电开工600万千瓦。截至今年6月底，全国水电装机容量达到3.6亿千瓦左右，比2020年增加约2000万千瓦，“十四五”期间新增4000万千瓦的目标已完成近50%。
（三）核电保持平稳建设节奏。在确保安全的前提下积极有序推进核电建设。华龙一号、国和一号示范工程、高温气冷堆示范工程等在建工程，在确保质量的前提下推进建设。2021年1月，华龙一号全球首堆福清5号建成投产。截至今年7月，我国在运在建核电机组共77台、装机规模8335万千瓦。
二、化石能源清洁高效开发利用取得积极进展 （一）煤炭清洁高效开发利用持续深化。充分发挥煤炭煤电对能源绿色低碳转型的支撑保障作用。持续打好煤炭增产保供“组合拳”，实施煤炭安全保供责任制，稳定煤炭保供政策，加强全国煤炭产量调度，持续释放先进产能，切实稳定增加煤炭产量。研究推进低阶煤分质分级利用试点示范。充分挖掘煤电顶峰出力潜力。稳妥有序推进煤电行业淘汰落后产能。2021年，煤电以不足50%的装机占比，生产了全国60%的电量，承担了70%的顶峰任务。全面实施煤电节能降碳、灵活性和供热改造“三改联动”，2021年已完成改造2.4亿千瓦，今年将继续实施改造2.2亿千瓦，为实现“十四五”累计改造6亿千瓦的目标奠定良好基础。
（二）油气高质量发展深入推进。扎实推进油气勘探开发七年行动计划，大力提升油气勘探开发力度，2021年原油产量1.99亿吨、连续三年企稳回升，天然气产量2076亿立方米、增量连续五年超百亿立方米。加快推进非常规油气资源规模化开发，2021年页岩油产量240万吨、页岩气产量230亿立方米，煤层气利用量77亿立方米，保持良好增长势头。加快推进油气基础设施建设，推动油气干线管道和互联互通重点工程建设，“全国一张网”进一步完善。天然气储备能力快速提升，储气规模三年多实现翻番。扎实推进实施成品油质量升级，切实保障符合第六阶段强制性国家标准的汽柴油供应。油气消费保持合理增长，2021年油气消费约占一次能源消费总量的27.4%。
（三）终端用能清洁替代加快实施。出台《关于进一步推进电能替代的指导意见》等政策，推动工业、交通、建筑、农业农村等重点领域持续提升电气化水平。深入推进北方地区清洁取暖，截至2021年底，清洁取暖面积达到156亿平方米，清洁取暖率73.6%，超额完成规划目标，累计替代散煤超过1.5亿吨，对降低PM2.5浓度、改善空气质量贡献率超过三分之一。加快推动电动汽车充电基础设施建设，截至今年7月累计建成398万台，可基本满足电动汽车发展需求。开展核能综合利用示范，山东海阳核能供暖一二期工程总供暖面积超过500万平方米，实现海阳城区核能供暖“全覆盖”。浙江秦山核能供暖项目正式投运，成为南方地区首个核能供暖项目。
三、新型电力系统建设稳步推进 （一）跨省区电力资源配置能力稳步增强。建成投产雅中—江西、陕北—武汉、白鹤滩—江苏特高压直流等跨省区输电通道，加快推进白鹤滩—浙江、闽粤联网直流工程以及南阳—荆门—长沙、驻马店—武汉等跨省区特高压交流工程建设，积极推进“三交九直”跨省区输电通道。协调推进第一批大型风电光伏基地项目接入电网。截至2021年底，全国西电东送输电能力达到2.9亿千瓦，比2020年底提高2000万千瓦。
（二）电力系统灵活调节能力明显提升。推进煤电机组灵活性改造，截至2021年底，实施灵活性改造超过1亿千瓦。制定印发《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，推动各省制定实施方案和“十四五”项目核准工作计划，加快推进生态友好、条件成熟、指标优越的项目建设。截至今年6月底，抽水蓄能装机达到4200万千瓦。出台《“十四五”新型储能发展实施方案》，加快新型储能多元化、产业化、规模化发展。截至2021年底，新型储能装机规模超过400万千瓦。推动具备条件的气电项目加快建设，截至今年6月底，天然气发电装机约1.1亿千瓦，比2020年增加1000万千瓦左右。指导各地做好需求侧响应，有效减少尖峰负荷需求。
四、能源转型支撑保障不断加强
（一）能源科技创新加快推进。多项重大科技创新实现新突破，掌握自主三代核电技术，建成单机容量全球第一的百万千瓦水电机组，多次刷新光伏电池转换效率世界纪录，13兆瓦海上风电机组成功下线，大规模储能、氢能等一批能源新技术研发应用取得新进展。完善创新机制，制定印发《“十四五”能源领域科技创新规划》，修订能源领域首台（套）重大技术装备评定和评价办法，组织开展“十四五”第一批国家能源研发创新平台遴选认定。
（二）能源体制机制改革不断深化。印发实施《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》。批复南方区域电力市场建设实施方案。积极稳妥推进电力现货市场建设，山西等6个第一批电力现货试点地区开展不间断结算试运行。今年上半年全国市场化交易电量2.5万亿千瓦时，同比增长45.8%，占全社会用电量的61%左右。开展新能源领域增量混合所有制改革，研究确定一批重点项目。推动健全完善煤价、电价、抽水蓄能价格形成机制，放开煤电上网电价，取消工商业目录销售电价，推动工商业用户进入市场。加快推动能源法、煤炭法、电力法等制修订。
（三）能源转型政策保障进一步完善。印发实施《推动能源绿色低碳转型做好碳达峰工作的实施方案》《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》和煤炭、石油天然气行业碳达峰实施方案，出台《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，系统推进能源绿色低碳转型工作，形成政策合力。加强重点难点问题研究，组织有关方面深入开展能源转型路径研究。
下一步，国家发展改革委、国家能源局将深入贯彻落实党的二十大精神，会同有关方面持续推动《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》有关任务落实，切实推动能源领域碳达峰系列政策落地实施。从国情实际出发，坚持以立为先、先立后破、通盘谋划，在保障能源安全供应基础上积极有序推动能源绿色低碳转型，大力推进能源结构调整和能源产业链减碳，推动煤炭和新能源优化组合，强化能源科技创新和体制机制改革，为如期实现碳达峰碳中和目标提供绿色低碳、安全可靠的能源保障。
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高峰时段上浮70%！山东省明确工商业分时电价政策
12-01
11月29日，山东省发改委发布关于工商业分时电价政策有关事项的通知，其中提出，高峰时段上浮70%、低谷时段下浮70%、尖峰时段上浮100%、深谷时段下浮90%。每年2-5月、9-11月每日高峰时段（含尖峰时段）为5小时、低谷时段（含深谷时段）为5小时、平时段为14小时；每年1月、6-8月、12月每日高峰时段（含尖峰时段）为6小时、低谷时段（含深谷时段）为6小时、平时段为12小时。尖峰、深谷时段原则上全年各不超过1095小时。
详情如下：
山东省发展和改革委员会关于工商业分时电价政策有关事项的通知
鲁发改价格〔2022〕997号
各市发展改革委，国网山东省电力公司： 为充分发挥价格杠杆在促进节能减排和资源优化配置等方面的积极作用，切实做好分时电价政策与电力现货市场价格信号的衔接，根据《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）等文件规定，决定进一步完善工商业分时电价政策。现将有关事项通知如下： 一、执行范围 容量补偿电价、电网企业代理购电用户（不含国家有专门规定的电气化铁路牵引用电）代理购电价格执行分时电价政策。输配电价（含线损、政策性交叉补贴）、政府性基金及附加、代理购电损益分摊标准、保障性电量新增损益分摊标准、执行1.5倍代理购电价格中的0.5倍加价部分等其他标准不执行分时电价政策。 二、浮动比例 高峰时段上浮70%、低谷时段下浮70%、尖峰时段上浮100%、深谷时段下浮90%。 三、时段划分 （一）每年2-5月、9-11月每日高峰时段（含尖峰时段）为5小时、低谷时段（含深谷时段）为5小时、平时段为14小时；每年1月、6-8月、12月每日高峰时段（含尖峰时段）为6小时、低谷时段（含深谷时段）为6小时、平时段为12小时。尖峰、深谷时段原则上全年各不超过1095小时。 国网山东省电力公司要根据山东电网电力供需状况、系统用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素合理确定具体时段，并以年度为周期提前公布未来12个月峰谷时段情况（2023年具体峰谷时段划分应于2022年11月30日前向社会公布）；当年内可能出现电力供需紧张、天气变化等不确定因素时，应及时对尚未执行的峰谷时段进行调整，调整结果应提前1个月向社会公布。 （二）不满1千伏代理购电用户计量装置具备动态调整条件前，其容量补偿电价、代理购电价格峰谷时段暂保持稳定，继续按照《山东省发展和改革委员会关于进一步完善工商业分时电价政策的通知》（鲁发改价格〔2021〕986号)规定执行，暂不执行尖峰、深谷电价政策。计量装置具备条件后，再执行与1千伏及以上用户相同的时段划分，以及尖峰电价、深谷电价和动态调整机制。 四、其他事项 （一）国网山东省电力公司应为工商业用户提供分时完整性计算服务，提前定位采集的曲线缺失异常情况，采取措施及时消缺处理，对缺失异常确无法处理的，应通过拟合方式补充完整后执行。要对分时电价收入单独统计，代理购电用户代理购电价格峰谷损益纳入代理购电损益，由代理购电用户分摊（分享）；工商业用户(电网企业代理购电用户、直接参与电力市场交易用户)容量补偿电价峰谷损益由全体工商业用户分摊（分享），并逐月清算。电网企业应保持代理用户销售电价水平相对稳定，对影响较大的因素可跨月分摊（分享），分摊（分享）月度原则上不超过3个月。每年结束3个月内，要向省发展改革委报告上一年度系统负荷曲线变化情况、系统最大负荷、峰谷差和负荷率变化情况、各时段电量比例变化情况、加权平均电价变动情况、以及执行分时电价收入变化情况等。 （二）省发展改革委将根据山东电网电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考电力现货市场分时电价信号，适时调整代理购电用户分时电价浮动比例、峰谷时长等参数。各级发展改革部门、电网企业要加大政策宣传力度，做好政策解读，及时回应社会关切，营造良好舆论氛围。 （三）政策执行过程中遇到的问题及建议，请及时报告省发展改革委（价格管理处）。 上述电价政策自2023年1月1日起执行。现行政策与本通知不符的，以本通知规定为准。
山东省发展和改革委员会
2022年11月29日 -
专题报告 | 数字电网与新型电力系统
11-30
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国家能源局发布电力现货市场文件：推动储能、虚拟电厂参与市场交易！
11-26
11月25日，国家能源局就《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》征求意见。其中《基本规则》提出，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易；《监管办法》提出，储能等纳入电力调度机构调度管辖范围的市场主体。
部分要点如下：
电力现货市场近期建设主要任务 做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接， 加强现货市场与调峰辅助服务市场融合，推动与辅助服务联合出清，加快辅助服务费用向用户侧合理疏导。
稳妥有序推动新能源参与电力市场，并与现有新能源保障性政策做好衔接。
推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。
各地按照国家要求，结合电力市场发展情况和实际需要，探索建立市场化容量补偿机制。
电力现货市场中远期建设主要任务 健全电力辅助服务市场。结合各地电力系统运行需要，建立健全无功服务、黑启动的市场化采购机制，探索爬坡等新型辅助服务交易品种，推进更大范围内的辅助服务资源共享和互济。
各地要按照国家总体部署，结合实际需要探索建立市场化容量补偿机制，用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。
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国家能源局：截至10月底全国累计发电装机容量约25.0亿千瓦
11-24
11月22日，国家能源局发布1-10月份全国电力工业统计数据。
截至10月底，全国累计发电装机容量约25.0亿千瓦，同比增长8.3%。其中，风电装机容量约3.5亿千瓦，同比增长16.6%；太阳能发电装机容量约3.6亿千瓦，同比增长29.2%。
1-10月份，全国发电设备累计平均利用3083小时，比上年同期减少103小时。其中，火电3619小时，比上年同期减少52小时；核电6226小时，比上年同期减少245小时；风电1817小时，比上年同期减少10小时。
1-10月份，全国主要发电企业电源工程完成投资4607亿元，同比增长27.0%。其中，太阳能发电1574亿元，同比增长326.7%。电网工程完成投资3511亿元，同比增长3.0%。
