中国第一次独立储能参与电力现货市场
本文概要：1.山东独立储能注册进入电力市场
2.电力市场新格局、新成员早就呼之欲出3.从目录电价峰谷价差，到代购电价峰谷价差4.山东现货市场负电价创造储能更大收益空间5.山东对独立储能给予容量补偿6.从火电大省到新能源增发，山东将对独立储能提出更高要求
（来源：微信公众号“享能汇” 作者：享能汇工作室）
2022年2月底，工业大省山东拉开了“中国历史上首次独立储能参与电力现货市场”的序幕。
1.
山东独立储能注册进入电力市场
2月25日，山东电力交易中心发布了省内3家储能设施注册生效信息（如下图），分别是海阳国电投储能科技、华电滕州新源热电、三峡新能源（庆云）。
图片1：来源于山东电力交易汇中心
此前，这三家储能电站已分别于去年12月并网投运。
图片2：山东三家独立储能电站投运新闻
从并网投运，到注册生效，意味着山东诞生了全新的电力市场主体类型——独立储能。
独立储能进入山东市场早有迹象。
去年12月，“沉寂”了不少时日的山东电力市场开展了为期一个月的现货试运行，其中最大的突破，即纳入新能源电站参与日前和实时市场报量、报价，除此以外，“独立储能设施”也在12月文件中，首次被赋予市场主体身份（如下图），可以选择参加电能量市场或调频辅助服务市场。
图2：来自山东电力现货市场12月结算试运行通知
之后，山东官宣于2022年1月1日起进入长周期连续结算试运行。2022年头，全国年度长协交易以高价告一段落，具备买电和卖电双重功能的储能入市了。
2.
电力市场新格局、新成员早就呼之欲出
2021年，电力市场现状很突出：火电厂过度承受煤价压力，工商业用户不再只享受降价待遇，售电公司交易能力、损益情况两级分化。最后一季度，1439号文和809号文分别印发，对全国电力市场下一步运行产生了巨大的影影响力和推动力：
1. 要兼顾“构建以新能源为主体的电力系统”，以及“实现全社会福利最大化”两大原则，电价应该怎么传导？
2. “谁受益，谁承担”，需要更完善的市场设计。
电力市场格局也已经发生变化，新成员入市、新规则完善早就呼之欲出：
——如果说电力市场上一个6年，行业重点关注火电、售电公司、工商业用户三者的价格传导。
——那么下一阶段，则聚焦在更丰富的市场主体，更多的交易品种，更大范围的市场规模，更细致的交易机制上。
春节前，《国家发展改革委 国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（ 发改体改〔2022〕118 号）印发，2025年前，引导用户侧资源进入市场交易，要初步形成有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制。
图3：来自发改体改【2022】118号文
春节后，《“十四五”新型储能发展实施方案》（简称“储能方案”，发改能源〔2022)209 号 ）印发，要求“明确新型储能独立市场地位，丰富新型储能参与的交易品种，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。”
图4：来自山东电力现货市场12月结算试运行通知
2月底，山东成为最快官宣独立储能进入电力现货市场的省份。
“十四五”开局第二年，山东牵头拉开了“储能入市交易”序幕，这是国内首次有独立储能参与电力现货市场，引起各界关注。
3.
从目录电价峰谷价差，到代购电价峰谷价差
在进入电力市场之前，储能靠用户侧峰谷价差赚钱，峰谷差越大，成本回收越快。
长期从事储能业务的唐先生解释：
“在各省投资储能，考虑的因素一个是峰谷价差最好在6毛5以上，第二，企业的稳定性，第三就是给业主的电费折扣。所谓的电费折扣，即业主通过上我们的储能，减少了高峰时期的用电量，平均电价下降，一般折扣都在8.5-9折。
以前峰谷差价在7毛左右的话，大概8年左右回本，北京、广东、江浙沪这些价差更大的地方，甚至5-6年就可以回本。”
809号文发布之后，用户侧工商业目录电价取消，取而代之的是上下浮动比例，以及每月更新的电网代购电价作为浮动基础。
根据国家完善分时电价机制的顶层要求，各省均制定了最新的峰谷电价上下浮动比例，甚至是尖峰浮动比例，较晚更新的深圳市，也已经于2022年2月1日开始执行最新浮动比例。（浮动比例汇总如下图）
*注：浙江比较特殊，原目录电价本身就无平段，分尖峰、高峰、低谷段，下图中其他省的尖峰均基于高峰上浮，另外，如甘肃作为外送电大省，当前最大峰谷差率为18%，相对较低，目前设置的3：1的峰谷价差比例能够达到削峰填谷、错峰避峰效果，故暂无尖峰电价；北京上下浮动为固定价格，各省情况不在此文一一阐述说明。
图5：全国各省分时电价尖、峰、谷浮动比例汇总（此表不含上海、北京、江西）
唐先生接着解释：“如果现在哪里还无峰谷，还是一口价4-5毛，肯定是做不了储能项目的。”
4.
山东现货市场出现负电价，为储能创造更大收益空间
根据上述统计，山东省高峰和低谷上下浮动比例，均高于全国平均水准。但代购电价再怎么下浮也不可能出现负电价，而现货市场却有可能发生——山东电力现货市场的峰谷价差大，也允许出现负电价，为储能进入电量市场创造了有利的条件。
2019年12月9日至15日，山东省第二次电力现货的连续调电运行及试结算，11日中午13时日前出清电价首次出现了-40元/MWH的价格。
2020年4月13日13时，山东电力现货日内价格-20元/MW，这是继2019年第二轮调电试运行中，第二次出现负电价 。
2020年4月17日11时至15时，电力现货日内价格出现了连续五个小时的-0.0002元/MW的价格。
山东电力现货市场历史负电价
从2021年12月初省内日前市场情况看，依然出现了中午光伏高发时段负价，晚高峰超1元高价，夜间偏高价的情况，到了实时市场，午间负价时段更多。
有正在参与山东现货的交易人士告知：“ 山东这次试结算的负电价可以到-0.1元/千瓦时了。”
可见，现货电价，与现有的用户侧峰谷电价是不一致的。我们在此前分析负电价的文章中提到过：“储能设备的价值，就来源于电价的波动。负电价和预期中的超高电价，给了储能设备更大的盈利空间。节点电价的变化，也将为储能设备的合理布局带来了遐想。”
5.
山东对独立储能给予容量补偿
有电力市场专家指出，“从全球范围看，储能仅靠电能量是较难实现成本回收的。”对此，山东在起步阶段，则对独立储能采用“容量补偿机制”，与火电一样。
省内市场人士解释，“储能在充电时，作为用户交容量电价；而在放电时，作为发电主体分容量电费。”
根据去年公开的《电力现货市场基本规则（试行）初稿》，储能作为电源类型，也享受同质同价的容量补偿。
图7：来自上述初稿
山东用户侧电网代购电价构成，也明确标注与现货批发市场一致的“容量补偿电价0.0991元/千瓦时”。
图8：山东电网代购电价举例（2021年2月）
储能以电源身份取得补偿，就产生相应的责任。
山东于去年12月开启现货结算试运行时，对市场内独立储能持续充放电时间做出过明确规定。
接近储能项目的人士表示：“必须有稳定的两个小时放电时间。目前，容量电费是项目的重要收益。”
图8：源自山东2021年12月电力现货结算运行通知
6.
从火电大省到新能源增发，山东电力系统将对独立储能提出更高要求
而山东既是国内火电装机容量第一的大省，也是光伏总装机容量第一的大省。对于发展新能源，山东这个老牌工业大省的决心比任何其他火电大省都要早、要强烈。
煤电、外来电、自备电厂三大电量是山东原来的基本盘，如今风光发电并网电量逐年提升，比如晚高峰时期光伏突然消失，煤电的爬坡能力，显然不及气电来的快。因此山东煤电为风光作辅助服务，要付出的极高的成本。
根据电力系统化刊登的《澳大利亚100MW储能运行分析对中国的启示》，2017年Tesla储能投入南澳电网就有两个原因，其一就是解决日益增长的新能源占比和逐渐减少的系统转动惯量之间的矛盾，其二就是在辅助服务市场与传统机组进行充分竞争，降低巨额的调频辅助服务价格。经文献介绍，“tesla储能在一次调频的快速响应能力，比燃气机组响应能力的拟合度更高。”
显然，没有气电基础，却要面临大量新能源并网的山东对储能参与调频是有需求的。从山东3个储能站选址来看，或是大量海上风电站位置，或是大量光伏电站位置。
所以本次山东现货运行方案中，提到“满足电网接入技术规范的独立储能设施自主参与调频辅助服务市场，或以自调度模式参与电能量市场。参与调频辅助服务市场时，储能设施调频贡献率设定为0.1。”
《电力现货市场基本规则（试行）初稿》对此也作出规定：
山东省内接近项目的人士对此表示认同：“山东的独立储能，还没有发挥最大的用途。中国的辅助服务市场，现阶段还不成熟，只能先干调峰的活，但未来，还是要靠辅助服务赚钱。储能其实是应该多考虑辅助服务的品种设置问题。”
2025年前，要初步形成有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制，现在独立储能进入电力现货市场是迈出的第一步。
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