加快推动储能在电力现货市场发挥作用

随着山东省新能源装机比例迅速增加，省外来电送入电力大幅提高，以及煤电机组供热改造不断提速，山东电网调峰形势较为严峻。煤电机组日内启停机调峰、特殊时期弃风弃光趋于常态化，亟需增加调峰资源和丰富调峰手段来提升电网调节能力。山东电力工程咨询院有限公司智慧能源事业部设计总工程师裴善鹏认为，储能作为能源发展的新业态，既能提高低谷用电负荷，又能提高高峰供电能力，是解决当前电力运行面临问题最为有效的措施之一。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理” 作者：井然）

当务之急是确定储能需求

近十几年来，随着能源转型的持续推进，作为推动可再生能源从替代能源走向主体能源的关键，储能技术受到了业界的高度关注。

2021年，在相对合理的政策支持下，山东省新型储能高速发展。2022年初，山东共建成百兆瓦级共享储能示范电站5座，规模为50.2万千瓦/103.2万千瓦时，以及9兆瓦储能调频示范项目2座。“山东省储能装机规模已达到76万千瓦/152万千瓦时以上，一年增长10倍，跃升全国前三。”裴善鹏告诉记者。他认为，分析各省资源禀赋，确定储能需求是制定政策的第一步。

总体来看，山东省电网调峰主要依靠直调公用火电机组和抽水蓄能机组，其中直调公用火电机组约6000万千瓦，供热机组占比74%；抽水蓄能机组为220万千瓦。裴善鹏告诉记者，在供暖季，由于直调公用机组涉及供热的最小开机就接近4000万千瓦，导致非供热机组开机很少，现有机组运行调整能力已发挥至极致。“2021年上半年，省外来电增长15%，在将常规机组调整至保障电网安全运行最小方式下，仍有50天发生时段性弃电，平均每天8个小时。电网安全运行面临较大压力。”裴善鹏说。

从新能源消纳来看，2021年以来，山东省新能源和可再生能源装机约450万千瓦，截至2021年底，山东电网已无新项目消纳空间。

从灵活调节电源占比看，山东省的灵活性调节电源比例不仅大大低于欧美发达国家，甚至远低于中国平均水平，严重限制了其绿色电源的进一步发展。

记者在采访中获悉，山东省风电、光伏装机占比约为30%，由于风电、光伏发电具有随机性、间歇性、波动性等特点，其30%的装机仅贡献了11.6%的发电量，“大装机、小电量”特性十分突出。

山东系统调峰困难时段为冬、春季供热期凌晨2时至5时、中午11时至14时，期间全网负荷相对较小、新能源出力相对较大。而系统调峰困难时段即为新能源配建储能所需存储时长，“根据我们多次参加相关会议得到的信息，电力调度中心的需求逐年增长，2021年要求风光配储能2小时，2022年，调度建议风电配建电化学储能的时长应不少于3小时，每日2充2放，可兼顾中午及夜间调峰需求。光伏配建电化学储能的时长应不少于3小时，每日1充1放，可满足调峰需求。这反映了随着新能源主体地位的提升，电力系统对储能时间的需求越来越长。”裴善鹏指出。

山东省在“十四五”电力规划中对电力系统调节能力提升进行了专题研究，将储能与煤电灵活性改造、燃气轮机、需求侧管理、核电调峰、外电入鲁调峰等措施共同放到电力系统调节能力提升的大背景下去研究，回答了山东需要多少储能、需要什么样的储能、在哪里需要储能等问题，提出了“十四五”末建成400万千瓦抽水蓄能、450万千瓦新型储能的目标。

独立储能电站开始参与

电力现货市场交易

2022年2月25日，国家电投海阳、华电滕州新源、三峡新能源(庆云)3座独立储能电站在山东电力交易平台完成市场注册，成为全国首批进入电力现货市场运行的独立储能电站。华能黄台独立储能电站、国网综能莱芜独立储能电站随后进入电力现货市场。自此，“独立储能电站参与电力现货市场交易”的序幕正式拉开，为我国独立储能电站开拓了新的运行模式。

裴善鹏认为，电力现货市场是新型电力系统建设的重要内容，不仅可以通过市场手段调节电力系统供需平衡，还可为储能行业发展探索一套全新的商业模式，助力储能释放综合应用价值。“在电力现货市场交易中，独立储能电站可通过电价波动，赚取电力现货市场交易发电侧的峰谷价差、收取新能源租赁费和现货市场发电侧容量电费。”裴善鹏进一步指出，“在未参与电力现货市场之前，独立储能电站买电平均电价高于卖电平均电价，储能企业充放电是亏损的。而参与电力现货市场后，现货市场发电侧平均峰谷电价差可达0.42元。目前充电还需要缴纳输配电价和基金附加，度电扣除近0.2元，100兆瓦/200兆瓦时独立储能电站参与电力现货交易市场一年仍可赚取近千万元。并且，山东电力现货市场实施容量电费机制，可控可调发电电源如煤电，每年每千瓦获取的容量电费在300元左右。相关机构已经明确储能可以获取容量电价，但比例尚未确定。”

从储能参与现货市场的方式来看，独立储能按自愿原则参与现货市场，采用自调度模式，在日前自行申报运行日96点曲线，作为运行日安排电力运行的边界条件并优先出清，按照市场出清价格进行结算。储能电站根据电网负荷预测、供热计划、新能源预测来判断运行日的市场电价走势，申报运行日的充放电计划，如在晚低谷和午低谷充电，在早高峰和晚高峰放电。“难点是充电电价的收取，按现有规则作为用户储能电站需要缴纳‘节点电价+基金附加+输配电价’，建议改为只支付节点电价模式。因为储能放电的时候，电网公司又把电卖给用户，还要收取基金附加和输配电价，相当于每度电收了两次，不合理。况且国家对抽水蓄能有专门的充电电价，对储能也应该会出台充电电价政策。”裴善鹏认为。

从新能源租赁费用来看，目前新能源租赁储能形式与辅助服务市场条件相同。新能源租赁储能只是租了入网资格，并不能获取储能参与现货市场的收益。

从容量补偿电价方面看，山东省是全国首个执行容量补偿电价的省份。容量补充电价机制为保证电力系统长期容量的充裕性，在用户侧每月按照实际用电量收取0.0991元/千瓦时补偿电费，按高峰时段发电情况补偿给发电企业。“储能具有正负双向调节功能，如果按照高峰时段发电补充原则，则储能需要进行精准负荷预测，甚至预留容量在规定的高峰时段发电，以获取容量补偿。”裴善鹏指出。

独立储能电站盈利模式

在山东的演变

裴善鹏告诉记者，山东省储能政策的发展经历了从辅助服务市场到电力现货市场的转变。2021年首批50万千瓦示范项目储能建设启动的时候，设计的主要政策还是基于电力辅助服务市场。一是风电、光伏项目按比例要求配建或租赁储能示范项目的，优先并网、优先消纳；二是示范项目参与电力辅助服务报量不报价，在火电机组调峰运行至50%以下时优先调用，按照200元/兆瓦时给予补偿；三是示范项目充放电量损耗部分按工商业及其他用电单一制电价执行，结合存量煤电建设的示范项目，损耗部分参照厂用电管理，但统计上不计入厂用电；四是示范项目参与电网调峰，累计每充电1小时给予1.6小时的调峰奖励优先发电量计划。联合火电机组参与调频时，Kpd≥3.2的按储能容量每月给予20万千瓦时/兆瓦调频奖励优先发电量计划，Kpd值每提高0.1增加5万千瓦时/兆瓦调频奖励优先发电量计划；五是示范项目的调峰调频优先发电量计划按月度兑现，可参与发电权交易。

然而，项目建成时间为2021年底，此时山东电力市场环境已经发生了重大变化。2021年12月1日，山东正式启动电力现货市场，原储能政策设计的调峰辅助服务、优先发电量计划盈利基础均已不复存在。“电力市场相关政策和储能运营环境发生较大变化，应适时调整。”裴善鹏补充道，“山东省能源局在2020年就进行了储能参与电力现货市场的理论研究，在政策设计上早有预案。因此，2022年3月，4个示范项目按照2020年的现货储能理论设计直接进入了电力现货市场运行，仅剩下一些细节问题需要明确。事实证明，提前进行理论研究是很有必要的。目前，我国宁夏、新疆、陕西的独立储能政策还处于电力辅助服务阶段，山东、浙江的独立储能政策已经进入电力现货市场。”

充分发挥山东作为储能市场的天然优势

根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模46.1吉瓦，占全球市场总规模的22%，同比增长30%。其中，抽水蓄能累计装机规模最大，为39.8吉瓦，同比增长25%，所占比重与去年同期相比再次下降，下降了3个百分点；市场增量主要来自新型储能，累计装机规模达到5729.7兆瓦，同比增长75%。

2021年，中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破10吉瓦，达到10.5吉瓦，其中，抽水蓄能新增规模8吉瓦，同比增长437%；新型储能新增规模首次突破2吉瓦，达到 2.4吉瓦/4.9吉瓦时，同比增长54%；新型储能中，锂离子电池和压缩空气均有百兆瓦级项目并网运行，特别是后者，在2021年实现了跨越式增长，新增投运规模170兆瓦，接近2020年底累计装机规模的15倍。

就新型储能区域分布来看，2021年新增项目分布在全国30多个省市，山东依托“共享储能”创新模式引领2021年全国储能市场发展；江苏、广东延续用户侧储能先发优势，再叠加江苏二期网侧储能项目的投运，以及广东的辅助服务项目，继续保持着领先优势；内蒙古因乌兰察布电网友好，绿色电站示范等新能源配储能项目首次进入全国储能市场前五之列。

记者在采访中发现，山东省基础工业、化工工业、机械加工工业、原料制造业发达，加上能源主管部门和智库专家对储能和电力市场有相当深的了解，政府服务水平上佳，企业投资意愿高涨，可以说，其本身就是个巨大的储能市场。短板则在于省内领军企业太少、产品附加值低、研发较落后，以及现货市场发展的不确定性和储能产业面临外省龙头企业的竞争。

裴善鹏告诉记者，从技术路径看，山东省的储能产业应优先发展大容量、长时间、低成本的调峰储能；重点发展能量型锂电池、压缩空气、液流电池等技术，攻关一批固态锂电池、熔盐储热等新兴技术；从产业路径看，打造山东储能知名品牌，促进新型锂电、液流电池、高温储热、储能集成企业落户山东，利用好山东较为发达的工业条件；从商业模式上看，储能无论是在发电侧、电网侧还是用户侧，本质上都是为电网调节服务，应根据现有政策框架设计不同的盈利方式。

加快完善储能参与电力市场的机制

“十四五”是加快构建以新能源为主体的新型电力系统、推动实现碳达峰目标的关键时期，《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》提出了加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的新增电力装机发展机制。新能源的大规模并网带来不同时间尺度的电力供需平衡问题，新型储能可以促进新能源大规模、高质量发展，助力实现“双碳”目标，并作为能源革命核心技术和战略必争高地，有望形成一个技术含量高、增长潜力大的全新产业，成为新的经济增长点。

电力储能经过十几年的发展，已经从实验室发展到商业化初期，现在逐渐从商业化初期向规模化过渡。这个阶段有以下几个特征：在技术发展方面，某些储能装置的性价比已经到推广应用阶段了。十多年前，电力系统需要的储能有三个要素，长寿命、低成本、高安全，现在长寿命和低成本基本已实现，但是高安全还有“最后一公里”。在研发方面，我国几乎所有储能技术都有涉及。在应用方面，在电源、电网、用户侧各种应用也都尝试过。在商业模式上，确实存在短板，需要很长时间探索，世界其他国家都存在同样的问题。

裴善鹏认为，下一步要加快完善储能参与电力市场机制，完善储能参与电力辅助服务市场的细则，建立电力现货市场下的储能价格形成机制。规范交易品种、明确价格机制、激发市场活力、提高储能项目收益水平。推动储能在电力现货市场发挥作用，鼓励“共享储能”等商业模式创新。盈利模式是储能发展的根本动力，只有解决市场化规则问题，储能应用才能健康发展。

裴善鹏指出，作为全国储能行业发展的排头兵之一，山东储能产业发展方向，一是依托示范项目摸索现货储能规则。调研企业运行情况，合理设定各个参数，固化合适的规则，修正不正确的规则；二是培育新兴储能技术和应用。压缩空气储能、热熔盐储热配合火电机组实现热电解耦和高品位工业蒸汽存储、工商业暖通负荷储热蓄冷平抑用电曲线，固态电池、铝离子电池技术等新兴技术通过示范项目推广应用；三是探索储能消防验收流程和标准。开展储能消防验收导则和相关流程的编制，确定验收范围，初步确定消防预警、消防报警、防止蔓延三层框架；四是加快储能支撑服务体系建设。完成新型储能设计、验收两项地方标准，立项新型储能检测、涉网等标准，加强储能检测力量，依托电力交易平台建立租赁机制。

本文刊载于《中国电力企业管理》2022年05期，作者系本刊记者