数说真相！储能参与山东电力现货市场仍难盈利 发布时间:2022-09-13 浏览次数:720

　　近期，山东省发改委、能源局、山东能监办联合印发《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》(以下简称“《若干措施》”)的通知，以建立适应储能参与的市场机制，加快推动先进储能技术示范应用，促进新型储能持续健康发展。通过现货市场与容量补偿的双重收益，兼顾了新型储能灵活调节和保障电网有效容量的多重价值。但根据数据分析，山东现货市场的支持政策仍难使储能盈利。

　　主要内容

　　新型储能的盈利模式一直是制约行业发展的重要问题，建立既体现新型储能削峰填谷灵活性，又反映其一定的容量备用能力的市场机制，符合新型储能在电力系统中的功能定位。《若干措施》是对国家发改委、能源局《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》相关内容的落实，在推动新型储能建立盈利模式方面具有重要的现实价值，主要内容如下：

　　1.示范项目参与电力现货市场的方式。新型储能示范项目作为独立市场主体参与现货市场交易，充电时作为市场用户从现货市场直接购电;放电时作为发电企业进行售电，相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

　　2.示范项目参与电力现货市场能获得容量补偿。补偿费用暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿标准的2倍执行。根据山东能源监管办等联合发布的《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，以下简称现货市场补充通知)，新型储能等新型市场主体积极参与电力现货交易，按月度可用容量给予适当容量补偿费用，容量补偿电价基准价为99.1元/兆瓦时，按照电力系统发用电平衡情况根据谷系数、峰系数进行容量补偿调整。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，初期电化学储能电站日可用等效小时数暂定为2 小时。此次《若干措施》中，明确容量补偿标准按2倍执行，一定程度提高了新型储能的容量收益。

　　3.引导新能源项目积极配置新型储能设施。在新能源项目并网时，电网企业按照储能容量比例，由高到低安排并网顺序。在新能源消纳困难时段，按照是否配置储能确定消纳优先级。新型储能示范项目容量可在全省范围内租赁使用，新能源企业租赁的储能容量视同企业配建的容量，租赁周期不低于2年。

　　盈利分析

　　《若干措施》的发布，使新型储能在获得一部分稳定的容量补偿收益的同时，通过参与现货市场获得电价套利收益，对于新型储能形成商业模式具有启发意义。但正如笔者此前多次发文提出，如果新型储能以电能量市场(或辅助服务市场)等竞争方式获得收益占比过高时，存在较大的收益风险，对新型储能参与山东现货市场进行收益分析如下：

　　1. 容量补偿费用

　　容量补偿费用是针对新型储能的平均发电可用容量进行的容量激励机制，该部分收入相对固定。按照《若干措施》以及现货市场补充通知的标准，以一个10MW/20MWh的独立储能(预估总投资为3600万元)为例，月发电可用容量约为20/2×2/24×30=25MWh，全年按照容量补偿基准的2倍计算，容量补偿费用约为6万元，容量补偿费用不到总投资的0.2%，对储能成本回收效果极小。

　　2. 现货市场充放电收入

　　新型储能参与现货市场主要通过峰谷套利获得收益，根据2022年内67个日现货交易样本(分布情况如图)显示，现货市场日内最大峰谷价差跨度较大，最低不到100元/兆瓦时，最高超过1500元/兆瓦时，平均值为674元/兆瓦时。

　　尽管从平均值上看，日内最大峰谷差平均值达到新型储能度电成本，但储能电站参与山东现货市场仍难以获利，理由如下：

　　一是峰谷电价难以预测。日电价峰谷差波动较大，电价低值和高值事先预测难度大，新型储能难以制定准确的运行策略，当日储能充放电价阈值设置不合适，可能导致新型储能当日错失充放电机会，或者不能实现在电价低点充电、高点放电，导致储能收益明显低于理论收益。

　　二是难以执行两充两放策略。在目录电价时代，用户侧储能一般按照晚低谷充电、早高峰放电;下午平段充电、晚高峰放电的“两充两放”模式进行电价套利，以加快成本的快速回收，“两充两放”也是计算储能度电成本时的基准运行方式。但山东新能源特别是光伏的快速发展，彻底改变了峰谷时段的时间分布。山东是我国光伏装机第一大省，2021年底光伏装机达到3343万千瓦，风电装机也达到1942万千瓦，山东省电力平衡已呈现出明显的鸭形曲线，现货市场价格中午低、晚上高的特点显著，典型日基本不具备两充两放的条件，储能需要拉长回收周期，对峰谷价差的要求大幅提升。实际上相对原来目录电价，平均最大峰谷电价差在缩小，同样采用“一充一放”运行模式新型储能收入在降低。

　　三是高电价时段具有尖峰特性。观察典型日价格曲线，高于1000元/兆瓦时的高电价具有典型的尖峰特性，持续时间可能小于一刻钟至半小时，而持续时长达到小时级的较高电价时段对应电价区间在600元/兆瓦时左右，所以配置小时级的调峰型储能电站并不能在最高电价时段有效放电，大幅削减了新型储能的理论收益。

　　3. 其他收入

　　《若干措施》鼓励新型储能参与电力辅助服务交易，但在现货市场运行期间，调峰、削峰等主要的辅助服务市场可以与现货市场并轨，而调频、爬坡等辅助服务仍会占用储能的使用寿命，同时当前各地“两个细则”中的补偿标准仍较低，此块收入也无法产生显著影响。

　　总结

　　尽管山东省《若干措施》尝试通过容量收益加现货市场套利(电量收益)的方式建立新型储能的收益模式，但从当前标准来看，一方面容量补充费用太低，不足以形成新型储能的稳定收益，有效化解储能的投资风险;另一方面现货市场价格变动风险带来的不确定性，储能容量作为沉没成本投入之后，很难与现货市场的价格高低、出现时段进行最优匹配，将大幅降低其理论收入。

　　强调现货市场带来的最大峰谷价差的扩大只会起到误导的效果，从山东数据来看仅靠现货市场并不支持新型储能获利。新型储能的风险收益模式让我想到了股票市场，低点买入、高点卖出只是事后诸葛亮，但实际获利跟理论获利相差万里。尽管现货市场的价格可预测性大大高于股票市场，但别忘了新型储能有高昂的“交易”成本，即我们经常提到的度电成本，新型储能能否背负沉重成本负担的情况下随现货市场跳舞，让我们拭目以待！

（信息来源：中国能源网）