現(xiàn)貨市場機制&概況

一、背景

新型電力系統(tǒng)運轉(zhuǎn)需要硬件+軟件，軟件是核心，即電力市場機制。

電力市場初期：魯發(fā)改能源254號文，在電力中長期市場下建設(shè)儲能電站的盈利模式。中長期市場是指，標桿電價為0.3949，建立電力輔助市場為電網(wǎng)調(diào)峰，誰提供調(diào)峰給誰錢，然后全體發(fā)電企業(yè)分攤。

電力市場中期：5+2儲能示范項目。自2021年12月1日山東進入電力現(xiàn)貨市場，不再有標桿電價，而是根據(jù)供需調(diào)整電價。電力現(xiàn)貨市場上下網(wǎng)價格不同，靠電價引導用戶調(diào)峰，替代了調(diào)峰輔助服務(wù)市場。山東2月底三月初進去現(xiàn)貨市場，為全國第一批，具有開創(chuàng)性意義。

二 、收益

1 發(fā)電側(cè)峰谷價差：低價收電，高價放電

2 租賃費：新能源企業(yè)租儲能，作為入網(wǎng)條件。山東省要求所有集中式新能源配儲才能并網(wǎng)。自建收益低不好用，電網(wǎng)公司反對，因此選擇租賃，作為入網(wǎng)許可。

3 容量電價機制，不發(fā)電可以按照kw獲得容量電價。

a）養(yǎng)機組：假設(shè)30萬機組1度電耗320g煤，百萬機組1度電260g煤，那么30萬機組發(fā)不上電，盈利角度會被淘汰。但夏天高峰存在缺電的情況，因此設(shè)置容量電價“養(yǎng)”發(fā)電企業(yè)備用，因此山東夏天沒缺電。

b）儲能容量電價難確定。儲能也可以為電網(wǎng)提供2h備用，儲能容量電價爭議大。初期按火電100%，后來按小時數(shù)減價至1/12，目前是1/6。

三、 為 什么是山東

1.風電光伏發(fā)達，水電少。風光不穩(wěn)定，沒水電，導致只能靠火電。山東電網(wǎng)裝機1.76億，風電光伏6000w，傳統(tǒng)火電6000w多，水電只有8w，抽水蓄能20w，燃氣裝機不到1kw，因此山東依賴火電，缺少靈活調(diào)節(jié)資源。21年全網(wǎng)新能源消納率全國倒數(shù)第二，棄電率第一。21年棄8.8億，22年前三月完成。預計22年棄風棄光25億左右。南方水電多，火電不多，沒有供暖季，壓力小。

2.山東經(jīng)濟性尚可。西北省份，風電光伏相近，利用小時高，但經(jīng)濟性一般， 電價低，導致電網(wǎng)承受力差。山東標桿電價0.3949，新疆僅0.25，寧夏 0.2595，甘肅0.307，西北普遍再0.3左右，承受能力差。

四、 發(fā)展 歷程

有需求，能承受，因此山東較早在全國強配儲能，特別注意構(gòu)建儲能的支撐體系，包括規(guī)劃，包括建設(shè)方式，包括市場機制。確定優(yōu)先發(fā)展大型獨立儲能電站的基本原則。

初期：最早20年強制配儲，質(zhì)量差，劣帀驅(qū)逐良帀，但建立了市場；

中期：推獨立儲能，風電光伏分散建設(shè)的儲能集中建設(shè)，讓風光企業(yè)租用。發(fā)明 盈利機制，魯發(fā)改能源254號文建立了山東電力中長期市場下的盈利模式。寧夏、湖南、浙江等都在參考。5 + 2設(shè)計后，把分散儲能集中建設(shè)，電網(wǎng)好調(diào)好用好調(diào)；用戶解決并網(wǎng)問題，好招標，質(zhì)量保證；能源主管部門可以集中管理大儲能電站，寧德時代電池質(zhì)量也好，降低安全風險。21年通過獨立儲能代替了不好用的小儲能。

目前：建立儲能在現(xiàn)貨市場下的機制。20年已做好，根據(jù)當時的模型整理出《促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》，能源局能監(jiān)辦等當時爭議很大，出臺艱難。

未來：指定標準。下半年到明年。安全標準、住建廳儲能驗收標準已完成，能源 局的設(shè)計標準正在做。全國領(lǐng)先，住建廳第一，省標僅次于北京排第二。預計會 對全國儲能的發(fā)展可以造成比較大影響。

技術(shù)：關(guān)注壓縮空氣、儲熱長時儲能

五、 規(guī)模

已建：37座儲能電站，新能源配19座，獨立小儲能2座，一個壓縮空氣，一個是退役的鉛酸電池，還有示范項目7座，5+2，共50w。

在建：在建的項目29座，310萬千瓦，全國第一。目標還很遠，雙碳要求每年1000w。大量的風電光伏不穩(wěn)定，因此儲能的發(fā)展是必然的。未來是長時儲能。

目前規(guī)劃：25年700w，不到300億。全國水平山東*10。量很大。

不發(fā)達國家也開始配儲能，世界銀行貸款，必須配儲，達到碳排放指標。海外市 場也大。俄烏戰(zhàn)爭，歐洲電價保障，1歐元/度，海外戶儲十分火爆。

六、 獨立 儲能盈利模式

簡化模型：投資4.5億；DOD深度90，效率85。約每年需要5500w收入方可平衡

盈利模式：

1.峰谷價差套利。復盤去年，價差6毛，考慮到容量補償電價等損耗，1度電3毛。一年600h賺2000w左右。

2.容量補償電價。在試錯，目前收益600-800w

3.以上為儲能直接參與現(xiàn)貨的收益。此外根據(jù)規(guī)定新能源必須配儲/租賃才能并 網(wǎng)，1kw—年300元租金，100MW/200MWh儲能電站一年可收租金3000w。但目前租賃率不高，華能華電新能源裝機多沒問題，國電投也比較強，三峽在山東裝機較少不很理想。

七、火電 調(diào)頻經(jīng)濟性

之前火電占比高不缺調(diào)頻資源，但現(xiàn)在開始缺。19年預測，火電的裝機比例降到60%下的時候出問題，目前61%?，F(xiàn)貨市場不愿意調(diào)頻，因為調(diào)頻火電負荷只能到70%，需要留出容量調(diào)頻，電量市場虧損嚴重，經(jīng)濟性差。獨立儲能可以調(diào)頻，但已經(jīng)參與現(xiàn)貨，一邊充放電一邊干調(diào)頻還得研究。山西做的好，充放電的時候留功率，充不滿留電量，參與調(diào)頻。山東都還在研究。

八、具體的經(jīng) 濟性數(shù)據(jù)

根據(jù)模型需要5500w，峰谷價差2000，容量補償600，租賃費3000- 3300w。

實際上政策變動大，市場體系在變，政府也在試錯。例如，容量補償電價，開始 和火電一樣高，360/每kW每年，實際變量多，實際500/每kW每年，100MW電站光容量電價創(chuàng)收5000萬左右，過高。后來調(diào)至1/12，全線虧損，后來不再繳納輸配電價，1度電省2毛錢。現(xiàn)在看，前三月賺，一個月虧，后面只要能租出去，可以滿足要求。

目前華能、華電、國電投投資為主，為了其光伏風電的發(fā)展。政策要求：優(yōu)先支持在山東建設(shè)大型獨立儲能電站的投資方，其次支持自建的投資方，最后支持租賃的儲能投資方。如果想在山東拿風電光伏資源，那么必須要有一個大型獨立儲能電站。投資儲能電站本質(zhì)上是搶風光資源。

山東引領(lǐng) 全國示范方面：

1.儲能市場化發(fā)展；

2.政策支持，新能源輸血；

3.加強管理，加強技術(shù)監(jiān)督體制，重視安全。

投資者問答Q&A：

1.IRR?容量電價是保底收益么？

儲能電站屬于大型基礎(chǔ)設(shè)施，為央企打造。貸款利率4.65下，IRR剛過8%，控制在9%/10%左右。容量電價是最保底收益，是雙刃劍。容量電價只保一部分， 大部分呢還是進入現(xiàn)貨和租賃，租賃相對比較靠譜。華能華電國家電投大量風電光伏，自租自用就夠?，F(xiàn)貨不確定。

2.山西率先開展一次調(diào)頻，山東開啟后收益如何？

收益：參與調(diào)峰和調(diào)頻差不多，2000w/年?，F(xiàn)狀: 1.政策不友好。不支持獨立儲能參與調(diào)頻，獨立儲能性能太好，搶火電指標，導致火電養(yǎng)獨立儲能，總體還是分開做。獨立儲能參與調(diào)頻收益*0.1，政策還在研究。2調(diào)頻損耗電池降低壽命。山西調(diào)頻需求高，需求緊迫。

3.現(xiàn)貨市場交易預期如何？以前輔助服務(wù)火電企業(yè)出，現(xiàn)貨市場向用戶側(cè)疏導？

充放電提供服務(wù)。電力中長期市場下通過調(diào)峰輔助服務(wù)，充1度2毛錢1000h對應(yīng)2000w。電力現(xiàn)貨市場下是峰谷價差套利，次數(shù)變少300次，600h利用小時，3毛多價差，收益大概也是2000w。本質(zhì)上是解決同樣的事情，收益方式不同。原來是全體發(fā)電企業(yè)出，現(xiàn)貨市場通過電價疏導到用戶。

4.租金怎么談？

市場行為。河南政策200元/kWh每年，按配儲2h考慮即400元/kW每年。山東這邊認定是市場價格，不做定價。電力交易中心會建立一個市場機制，進行報價和招標，進入了電力現(xiàn)貨市場的規(guī)則。我們認為300-330元/每千瓦每年租儲能價格合理。

5.租賃率水平？

華能華電風電光伏很多，自己不夠用。國電投風電光伏少，租30%。三峽15%，當時容量電價還高不著急。目前僅50w的獨立儲能電站，對應(yīng)250w新能源，未來到300w對租賃需求迫切。個人自建的配電儲能，無法通過后續(xù)的安全檢查。未來把儲能往獨立儲能集中。

6.山東儲能市場每年增量？

“十四五”規(guī)劃提到電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提升專題。消納新能源的話，不光是儲能，還 有儲蓄抽水蓄能，火電靈活性改造，燃氣輪機?！笆奈濉币?guī)劃在都考慮的情況下， 總調(diào)峰缺口2093w，扣除后儲能缺450w，2h。之后生產(chǎn)目標變動，風電光伏裝機由6500萬千瓦提升至9000萬千瓦，小目標9300萬千瓦，大目標1.35億千瓦。電網(wǎng)公司要的儲能指標小目標20GW/40GWh儲能，大目標40GW/80GWh儲能（山東省2025年規(guī)模），要求過多，實際上個人認為7、8GW到10GW水平即可。

7.價格每年會迭代么 ？

機制體制不會變，具體細則會變，三部分的收益系數(shù)可能變動。萬一山東電力現(xiàn) 貨市場改革又失敗了，返回去年政策就好。

8.火電靈活性改造的調(diào)峰和獨立儲能調(diào)峰的關(guān)系，競爭？

提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，不只靠儲能，包括火電靈活性改造?；痣婌`活性改造便 宜、好實現(xiàn)，優(yōu)先推薦，在算了還是不夠的情況下才有幾百萬千瓦的儲能。火電 靈活性改造遠不及預期，僅完成計劃改造1/6。儲能促進其改造，單算儲能幾百萬不夠?？紤]改造極限，非供暖季貢獻350萬到450萬，供暖季能夠貢獻1300萬，距離2093w缺口還不夠?；痣婌`活性改造達到預期是沒問題，若火電靈活性改造不及預期，儲能的數(shù)還要加。

9.火電機組調(diào)峰能力和獨立儲能等效時，用瞬時功率*利用小時數(shù)計算？

等效時非常復雜。電量等效，更希望功率支撐。首先滿足功率，其次滿足電量。

10.租賃費，租賃價格試用多久? 

合同2年起步，之后再談，大家訴求不同。國網(wǎng)綜能沒有風電光伏，希望簽10年；華能、華電不會租很久，自己還要用。目前獨立儲能資源比較少，2年后還有往上走的可能性。目前對手握大量風電光伏的企業(yè)比較利好，但具體時間不好定。

11.將來獨立儲能豐富了，電網(wǎng)調(diào)度電站時有優(yōu)先順序么？

首先電力現(xiàn)貨沒有調(diào)度，自調(diào)度，報量不報價，接收電價；其次，儲能和風電光 伏都在發(fā)展，若儲能速度超風電光伏，可能有儲能充不上電。目前儲能優(yōu)先，比 火電好用。

12.價格測算中，按2.25元算，獨立儲能對設(shè)備要求高造價高？技術(shù)路線有要求么？

目前數(shù)字是估計數(shù)字，設(shè)備按1.7算的，政策測算保守些，為了穩(wěn)妥按2.25元。希望高安全高效率電池出現(xiàn)。高壓級聯(lián)，我們也在做實驗，只要可靠性尚可，不燒變壓器PCS，效率是高的，未來有前景。

文章來源：洛奇馬的能源日記