新能源配储之山东：探路

国家能源局数据显示，截至2023年底，国内新型储能装机容量达到3139万千瓦，同比增长260%，提前完成2025年新型储能装机达3000万千瓦以上的目标。同期，风电、光伏发电装机增长近40%，在发电装机中的比重提升6.4个百分点，达到36%。

近两年，新型储能快速增长，得益于新能源配套储能的政策要求。2021年7月，《国家发展改革委 国家能源局关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138号）印发，鼓励可再生能源发电企业按照发电功率15%、时长4小时以上的要求配建、购买储能或调峰能力。目前，各地的配储比例多为10%以上。

新能源配储的核心目的是平抑大规模新能源并网导致的电力系统波动性，但一些地方不同程度地遇到新型储能利用率不高、供需不匹配、成本回收难等问题。地方资源禀赋、能源发展情况各异，在推行配储政策过程中也有不同的实践探索。

山东新能源和新型储能装机规模均位居全国第一，在国内率先提出配建储能转为独立储能，并引导企业投建、租赁利用率和收益率更高的独立共享储能，鼓励储能“拥抱”市场，终端电价也正在承受上涨压力。湖南对灵活调节资源有较大的需求，但由于新能源装机增速不及预期，新型储能供给过剩，租赁价格腰斩。广东灵活调节资源较为丰富，基于支持新兴产业拉动经济发展的目标，如何平衡新能源和储能产业发展是出台配储政策的主要考量。

接受《南方能源观察》采访的人士普遍认为，各地要根据实际需求，规划发展所需的储能类型和规模，实现资源的有效配置。电力市场要形成真正反映供需的电力现货价格，逐步扩大电价差，让新型储能等主体可以获得与其价值相匹配的市场收益。也有从业人员建议，现货电能量、辅助服务等市场可适当加大对新能源企业的预测、出力考核，引导企业主动承担相应的系统调节责任。

《大众日报》报道，2023年，山东新能源和新型储能装机规模均为全国第一，新型储能装机同比增长超150%。

山东是传统能源大省，截至2023年底，发电装机容量为全国第二，用电量常年居全国前三。一直以来，煤电是山东的主力电源。为保障能源安全和推动低碳转型，近年来，山东积极推动新能源发展，截至2023年底，风电、光伏发电装机在总发电装机中的比重已达到39.2%，超过全国总体水平。

“新能源高速发展，其间歇性、随机性和波动性给山东电力系统调节带来了前所未有的压力。”山东电力工程咨询院山东省能源大数据中心副主任、中国能源研究会储能专委会委员裴善鹏介绍，目前山东的调节资源以煤电机组为主，调频能力尚可，但调峰资源种类较少、能力不足。“特别是在供暖季，超过六成的煤电机组容量需保障民生供热，灵活调节能力下降，对新型储能等新的调节资源有较大的需求。”

2021年4月，山东省发展改革委等印发《关于开展储能示范应用的实施意见》，要求新增集中式风电、光伏发电项目，原则上按照不低于10%的比例、连续充电时间不低于2小时配建或租赁共享储能设施。

主要发电集团山东区域公司的从业人员介绍，该公司是首批参与山东新型储能试点示范的企业，目前投建的独立共享储能项目和新能源配建储能项目，两者的调用次数分别约为一年250次和150次，且都探索通过市场化方式回收部分成本。

2022年1月印发的《山东省电力现货市场交易规则（试行）（2022年试行版 V1.0）》（以下简称《规则》）提出，独立储能可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。参与电能量市场时，储能在满足电网安全运行和新能源优先消纳的条件下优先出清，并接受现货市场价格。据介绍，这是国内首个允许独立储能参与现货市场的规则。在配建储能方面，山东省发展改革委等2023年11月印发的《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》提出，鼓励新能源场站与配建储能全电量参与电力市场交易，目前风电联合配建储能全电量参与市场已经有实际运行的工程。

上述从业人员介绍，当前容量租赁费是该公司独立储能的主要收入来源，包括向公司自身及其他新能源企业提供租赁服务。在参与现货电能量市场时，企业拥有独立储能的调度权，并基于合适的现货价格充放电，实现收益最大化。

2023年8月，山东省发展改革委、山东省能源局等印发《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》，提出功率不低于3万千瓦的新能源配建储能，可按要求转为独立储能，引导新能源配储发展更加灵活的商业模式。

“总体上看，山东独立储能的支持政策优于配建储能，企业倾向于投建独立储能，收益和调度权是两个重要考量。”上述从业人员提到，企业在满足自身新能源项目并网需求后，可出租剩余容量获取收益。在提供租赁服务的同时，储能企业拥有储能容量的使用权并参与市场交易。

“目前，山东大多数配建储能的新能源是光伏，但光伏发电参与现货市场没有价格优势，发电企业对光伏联合储能参与市场的模式热情不高，更倾向于发电上网并由电网公司调度配建储能。”他也提到，电网公司调度配建储能，大多数情况下会在电力供应紧张即电价高时放电，但出于电力系统整体安全考虑，电网公司会调用部分储能容量用于平滑负荷曲线等，难以保证所有储能都能获得最高电价收入。

裴善鹏表示，在新能源配储政策出台前，山东对配建储能质量较差、利用率和收益率低等问题已有预判，现实也确实如此。为此，山东及时调整政策，在国内率先提出配建储能可转为独立储能的政策，收到了较好的市场反馈。目前，山东独立储能和配建储能的比例约为3:1，独立储能的占比会继续上升。

前述从业人员表示，山东出台了多项新型储能支持政策，地方政府和电网公司也积极支持新型储能参与多种市场交易，但参与市场要想盈利，并不容易。根据《规则》，独立储能的调频收益只有其他调频机组的10%。“这也体现了储能收益渠道多元化的重要性。”

裴善鹏表示，山东连续运行超过一年的独立储能项目，在保障租赁的前提下，还是能够通过参与电力市场保持微利，起码比配建储能的经济性要好。根据2024年1月8日发布的《山东电力市场规则（试行）》（征求意见稿），含配建储能的新能源场站和独立储能电站可以通过报量报价方式参与现货市场，储能项目参与市场的方式将会更加灵活。

受访人士透露，近两年，山东新能源投产速度慢于新型储能增速，储能租赁市场一定程度上出现供给过剩的现象。但山东对新型储能仍有较大的需求，后续仍将加大对新能源配储的执行力度，“不用太担忧过剩问题”。

上述从业人员表示，山东光伏特别是分布式光伏规模迅速扩大，增加了电力系统调节和并网消纳压力。此外，山东海上风电项目也有配建储能的需求。山东省人民政府发布的《2024年省重大实施类项目名单》，包含华能山东半岛北BW场址海上风电项目、国家能源集团国华半岛南U2场址海上风电二期项目等5个海上风电项目。

受访人士比较担心的是“各方的价格压力”。

新能源企业的成本压力一直存在。有山东新能源从业人员提到，基于目前新能源的设备工程成本和发电收入，新能源特别是光伏发电企业只能勉强收回成本。叠加新能源配储的要求，企业的成本回收压力进一步加大。“未来制定政策应重点考虑新能源企业能否承受。”

独立共享储能企业也面临租赁价格和电力市场收益下行的压力。前述从业人员表示，基于目前的市场政策、电价差和储能投资成本，山东的独立储能基本可以收回成本。但随着市场上独立储能规模扩大，租赁价格和单个项目从现货市场获取的收益都会降低。裴善鹏提到，山东储能租赁合同两年一签，在提高租赁市场活跃度的同时，也助推了租赁价格下降，造成部分早期投建的造价比较高的独立储能出现亏损。

该从业人员建议，对不同时期投建的储能提供不同的容量补偿电价系数，在优化存量储能收益的同时，也给新投建储能一定的收入预期。

越来越多的储能进入电力市场给终端用户的电价带来一定压力。山东省发展改革委2023年9月印发的《关于进一步加强新型储能电站集中调用管理的通知》提出，在集中调用的情况下，独立储能的充放电价格按当时市场现货价格结算，配建储能的放电价格按当时市场现货价格结算，由此产生的价差费用或收益由全体工商业户分摊或分享。2023年12月，山东省发展改革委下调了市场化容量补偿电价，用户侧收取标准由0.0991元/千瓦时调整为0.0705元/千瓦时。