隨著山東省新能源裝機比例迅速增加，省外來電送入電力大幅提高，以及煤電機組供熱改造不斷提速，山東電網調峰形勢較為嚴峻。煤電機組日內啟停機調峰、特殊時期棄風棄光趨于常態化，亟需增加調峰資源和豐富調峰手段來提升電網調節能力。山東電力工程咨詢院有限公司智慧能源事業部設計總工程師裴善鵬認為，儲能作為能源發展的新業態，既能提高低谷用電負荷，又能提高高峰供電能力，是解決當前電力運行面臨問題最為有效的措施之一。
當務之急是確定儲能需求
近十幾年來，隨著能源轉型的持續推進，作為推動可再生能源從替代能源走向主體能源的關鍵，儲能技術受到了業界的高度關注。
2021年，在相對合理的政策支持下，山東省新型儲能高速發展。2022年初，山東共建成百兆瓦級共享儲能示范電站5座，規模為50.2萬千瓦/103.2萬千瓦時，以及9兆瓦儲能調頻示范項目2座?！吧綎|省儲能裝機規模已達到76萬千瓦/152萬千瓦時以上，一年增長10倍，躍升全國前三?！迸嵘迄i告訴記者。他認為，分析各省資源稟賦，確定儲能需求是制定政策的第一步。
總體來看，山東省電網調峰主要依靠直調公用火電機組和抽水蓄能機組，其中直調公用火電機組約6000萬千瓦，供熱機組占比74%；抽水蓄能機組為220萬千瓦。裴善鵬告訴記者，在供暖季，由于直調公用機組涉及供熱的最小開機就接近4000萬千瓦，導致非供熱機組開機很少，現有機組運行調整能力已發揮至極致?！?021年上半年，省外來電增長15%，在將常規機組調整至保障電網安全運行最小方式下，仍有50天發生時段性棄電，平均每天8個小時。電網安全運行面臨較大壓力?！迸嵘迄i說。
從新能源消納來看，2021年以來，山東省新能源和可再生能源裝機約450萬千瓦，截至2021年底，山東電網已無新項目消納空間。
從靈活調節電源占比看，山東省的靈活性調節電源比例不僅大大低于歐美發達國家，甚至遠低于中國平均水平，嚴重限制了其綠色電源的進一步發展。
記者在采訪中獲悉，山東省風電、光伏裝機占比約為30%，由于風電、光伏發電具有隨機性、間歇性、波動性等特點，其30%的裝機僅貢獻了11.6%的發電量，“大裝機、小電量”特性十分突出。
山東系統調峰困難時段為冬、春季供熱期凌晨2時至5時、中午11時至14時，期間全網負荷相對較小、新能源出力相對較大。而系統調峰困難時段即為新能源配建儲能所需存儲時長，“根據我們多次參加相關會議得到的信息，電力調度中心的需求逐年增長，2021年要求風光配儲能2小時，2022年，調度建議風電配建電化學儲能的時長應不少于3小時，每日2充2放，可兼顧中午及夜間調峰需求。光伏配建電化學儲能的時長應不少于3小時，每日1充1放，可滿足調峰需求。這反映了隨著新能源主體地位的提升，電力系統對儲能時間的需求越來越長?！迸嵘迄i指出。
山東省在“十四五”電力規劃中對電力系統調節能力提升進行了專題研究，將儲能與煤電靈活性改造、燃氣輪機、需求側管理、核電調峰、外電入魯調峰等措施共同放到電力系統調節能力提升的大背景下去研究，回答了山東需要多少儲能、需要什么樣的儲能、在哪里需要儲能等問題，提出了“十四五”末建成400萬千瓦抽水蓄能、450萬千瓦新型儲能的目標。
獨立儲能電站開始參與電力現貨市場交易
2022年2月25日，國家電投海陽、華電滕州新源、三峽新能源(慶云)3座獨立儲能電站在山東電力交易平臺完成市場注冊，成為全國首批進入電力現貨市場運行的獨立儲能電站。華能黃臺獨立儲能電站、國網綜能萊蕪獨立儲能電站隨后進入電力現貨市場。自此，“獨立儲能電站參與電力現貨市場交易”的序幕正式拉開，為我國獨立儲能電站開拓了新的運行模式。
裴善鵬認為，電力現貨市場是新型電力系統建設的重要內容，不僅可以通過市場手段調節電力系統供需平衡，還可為儲能行業發展探索一套全新的商業模式，助力儲能釋放綜合應用價值?！霸陔娏ΜF貨市場交易中，獨立儲能電站可通過電價波動，賺取電力現貨市場交易發電側的峰谷價差、收取新能源租賃費和現貨市場發電側容量電費?！迸嵘迄i進一步指出，“在未參與電力現貨市場之前，獨立儲能電站買電平均電價高于賣電平均電價，儲能企業充放電是虧損的。而參與電力現貨市場后，現貨市場發電側平均峰谷電價差可達0.42元。目前充電還需要繳納輸配電價和基金附加，度電扣除近0.2元，100兆瓦/200兆瓦時獨立儲能電站參與電力現貨交易市場一年仍可賺取近千萬元。并且，山東電力現貨市場實施容量電費機制，可控可調發電電源如煤電，每年每千瓦獲取的容量電費在300元左右。相關機構已經明確儲能可以獲取容量電價，但比例尚未確定?！?
從儲能參與現貨市場的方式來看，獨立儲能按自愿原則參與現貨市場，采用自調度模式，在日前自行申報運行日96點曲線，作為運行日安排電力運行的邊界條件并優先出清，按照市場出清價格進行結算。儲能電站根據電網負荷預測、供熱計劃、新能源預測來判斷運行日的市場電價走勢，申報運行日的充放電計劃，如在晚低谷和午低谷充電，在早高峰和晚高峰放電?！半y點是充電電價的收取，按現有規則作為用戶儲能電站需要繳納‘節點電價+基金附加+輸配電價’，建議改為只支付節點電價模式。因為儲能放電的時候，電網公司又把電賣給用戶，還要收取基金附加和輸配電價，相當于每度電收了兩次，不合理。況且國家對抽水蓄能有專門的充電電價，對儲能也應該會出臺充電電價政策?！迸嵘迄i認為。
從新能源租賃費用來看，目前新能源租賃儲能形式與輔助服務市場條件相同。新能源租賃儲能只是租了入網資格，并不能獲取儲能參與現貨市場的收益。
從容量補償電價方面看，山東省是全國首個執行容量補償電價的省份。容量補充電價機制為保證電力系統長期容量的充裕性，在用戶側每月按照實際用電量收取0.0991元/千瓦時補償電費，按高峰時段發電情況補償給發電企業?！皟δ芫哂姓撾p向調節功能，如果按照高峰時段發電補充原則，則儲能需要進行精準負荷預測，甚至預留容量在規定的高峰時段發電，以獲取容量補償?！迸嵘迄i指出。
獨立儲能電站盈利模式在山東的演變
裴善鵬告訴記者，山東省儲能政策的發展經歷了從輔助服務市場到電力現貨市場的轉變。2021年首批50萬千瓦示范項目儲能建設啟動的時候，設計的主要政策還是基于電力輔助服務市場。一是風電、光伏項目按比例要求配建或租賃儲能示范項目的，優先并網、優先消納；二是示范項目參與電力輔助服務報量不報價，在火電機組調峰運行至50%以下時優先調用，按照200元/兆瓦時給予補償；三是示范項目充放電量損耗部分按工商業及其他用電單一制電價執行，結合存量煤電建設的示范項目，損耗部分參照廠用電管理，但統計上不計入廠用電；四是示范項目參與電網調峰，累計每充電1小時給予1.6小時的調峰獎勵優先發電量計劃。聯合火電機組參與調頻時，Kpd≥3.2的按儲能容量每月給予20萬千瓦時/兆瓦調頻獎勵優先發電量計劃，Kpd值每提高0.1增加5萬千瓦時/兆瓦調頻獎勵優先發電量計劃；五是示范項目的調峰調頻優先發電量計劃按月度兌現，可參與發電權交易。
然而，項目建成時間為2021年底，此時山東電力市場環境已經發生了重大變化。2021年12月1日，山東正式啟動電力現貨市場，原儲能政策設計的調峰輔助服務、優先發電量計劃盈利基礎均已不復存在?！半娏κ袌鱿嚓P政策和儲能運營環境發生較大變化，應適時調整?！迸嵘迄i補充道，“山東省能源局在2020年就進行了儲能參與電力現貨市場的理論研究，在政策設計上早有預案。因此，2022年3月，4個示范項目按照2020年的現貨儲能理論設計直接進入了電力現貨市場運行，僅剩下一些細節問題需要明確。事實證明，提前進行理論研究是很有必要的。目前，我國寧夏、新疆、陜西的獨立儲能政策還處于電力輔助服務階段，山東、浙江的獨立儲能政策已經進入電力現貨市場?！?
充分發揮山東作為儲能市場的天然優勢
根據CNESA全球儲能項目庫的不完全統計，截至2021年底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規模46.1吉瓦，占全球市場總規模的22%，同比增長30%。其中，抽水蓄能累計裝機規模最大，為39.8吉瓦，同比增長25%，所占比重與去年同期相比再次下降，下降了3個百分點；市場增量主要來自新型儲能，累計裝機規模達到5729.7兆瓦，同比增長75%。
2021年，中國新增投運電力儲能項目裝機規模首次突破10吉瓦，達到10.5吉瓦，其中，抽水蓄能新增規模8吉瓦，同比增長437%；新型儲能新增規模首次突破2吉瓦，達到 2.4吉瓦/4.9吉瓦時，同比增長54%；新型儲能中，鋰離子電池和壓縮空氣均有百兆瓦級項目并網運行，特別是后者，在2021年實現了跨越式增長，新增投運規模170兆瓦，接近2020年底累計裝機規模的15倍。
就新型儲能區域分布來看，2021年新增項目分布在全國30多個省市，山東依托“共享儲能”創新模式引領2021年全國儲能市場發展；江蘇、廣東延續用戶側儲能先發優勢，再疊加江蘇二期網側儲能項目的投運，以及廣東的輔助服務項目，繼續保持著領先優勢；內蒙古因烏蘭察布電網友好，綠色電站示范等新能源配儲能項目首次進入全國儲能市場前五之列。
記者在采訪中發現，山東省基礎工業、化工工業、機械加工工業、原料制造業發達，加上能源主管部門和智庫專家對儲能和電力市場有相當深的了解，政府服務水平上佳，企業投資意愿高漲，可以說，其本身就是個巨大的儲能市場。短板則在于省內領軍企業太少、產品附加值低、研發較落后，以及現貨市場發展的不確定性和儲能產業面臨外省龍頭企業的競爭。
裴善鵬告訴記者，從技術路徑看，山東省的儲能產業應優先發展大容量、長時間、低成本的調峰儲能；重點發展能量型鋰電池、壓縮空氣、液流電池等技術，攻關一批固態鋰電池、熔鹽儲熱等新興技術；從產業路徑看，打造山東儲能知名品牌，促進新型鋰電、液流電池、高溫儲熱、儲能集成企業落戶山東，利用好山東較為發達的工業條件；從商業模式上看，儲能無論是在發電側、電網側還是用戶側，本質上都是為電網調節服務，應根據現有政策框架設計不同的盈利方式。
加快完善儲能參與電力市場的機制
“十四五”是加快構建以新能源為主體的新型電力系統、推動實現碳達峰目標的關鍵時期，《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》提出了加快形成以儲能和調峰能力為基礎支撐的新增電力裝機發展機制。新能源的大規模并網帶來不同時間尺度的電力供需平衡問題，新型儲能可以促進新能源大規模、高質量發展，助力實現“雙碳”目標，并作為能源革命核心技術和戰略必爭高地，有望形成一個技術含量高、增長潛力大的全新產業，成為新的經濟增長點。
電力儲能經過十幾年的發展，已經從實驗室發展到商業化初期，現在逐漸從商業化初期向規?；^渡。這個階段有以下幾個特征：在技術發展方面，某些儲能裝置的性價比已經到推廣應用階段了。十多年前，電力系統需要的儲能有三個要素，長壽命、低成本、高安全，現在長壽命和低成本基本已實現，但是高安全還有“最后一公里”。在研發方面，我國幾乎所有儲能技術都有涉及。在應用方面，在電源、電網、用戶側各種應用也都嘗試過。在商業模式上，確實存在短板，需要很長時間探索，世界其他國家都存在同樣的問題。
裴善鵬認為，下一步要加快完善儲能參與電力市場機制，完善儲能參與電力輔助服務市場的細則，建立電力現貨市場下的儲能價格形成機制。規范交易品種、明確價格機制、激發市場活力、提高儲能項目收益水平。推動儲能在電力現貨市場發揮作用，鼓勵“共享儲能”等商業模式創新。盈利模式是儲能發展的根本動力，只有解決市場化規則問題，儲能應用才能健康發展。
裴善鵬指出，作為全國儲能行業發展的排頭兵之一，山東儲能產業發展方向，一是依托示范項目摸索現貨儲能規則。調研企業運行情況，合理設定各個參數，固化合適的規則，修正不正確的規則；二是培育新興儲能技術和應用。壓縮空氣儲能、熱熔鹽儲熱配合火電機組實現熱電解耦和高品位工業蒸汽存儲、工商業暖通負荷儲熱蓄冷平抑用電曲線，固態電池、鋁離子電池技術等新興技術通過示范項目推廣應用；三是探索儲能消防驗收流程和標準。開展儲能消防驗收導則和相關流程的編制，確定驗收范圍，初步確定消防預警、消防報警、防止蔓延三層框架；四是加快儲能支撐服務體系建設。完成新型儲能設計、驗收兩項地方標準，立項新型儲能檢測、涉網等標準，加強儲能檢測力量，依托電力交易平臺建立租賃機制。
來源：微信公眾號“中國電力企業管理” 作者：井然