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文 | 中关村储能产业技术联盟
7月4日，山东省电力交易中心对肥城中储储能电站申请进入山东电力现货市场进行公示， 公示期为2022年7月4日至7月8日。![]()
据了解，中储国能肥城1万千瓦压缩空气储能电站于2021年9月并网发电，这是国内“首台套”压缩空气储能电站，在无补燃压缩空气储能技术上填补了国际空白。同时，中储国能3×10万千瓦压缩空气储能已列入2022年山东省储能示范项目。至此，山东已有6座储能电站进入了电力现货市场，分别分四次进行了公示，如下所示：
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此前，4月7日中关村储能产业技术联盟“CNESA储能百家讲堂”邀请了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在线直播，为大家分享“山东电力现货市场条件下的独立储能电站发展”。以下为直播要点：
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。
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。”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。
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