21世紀經濟報道見習記者費心懿 上海報道 工業用電大省山東近日連發兩文，直指增加電網靈活性調節資源。
為促進新能源大規模、高比例開發利用，山東省能源局發布《山東省風電、光伏發電項目并網保障指導意見（試行）》。強調，風電、光伏發電項目并網保障遵循“市場主導、企業資源；儲能優先、增量提效”等原則。
而隨著儲能獨立地位的提升，新型儲能漸獲政策“獨寵”。9月2日，山東省發展改革委、山東省能源局、國家能源局山東監管辦公室聯合印發《關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施》（下稱《若干措施》）。
事實上，該《若干措施》也是繼國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司6月發布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》后，全國首個省級出臺的支持儲能進入電力現貨市場的政策。
激發儲能并網積極性
山東作為重工業發達大省，工業用電占比較大。隨著“雙碳”目標的提出，當地關停的燃煤機組數量不斷增加，火電靈活性改造不及預期，電網調峰資源匱乏……一系列衍生問題亟待解決。
而山東省也及時抓住儲能這個抓手，大力發展儲能，促進緩解供電需求緊張的問題。
目前，山東省已建成儲能示范項目0.5GW，規劃到2025年再建儲能項目4.5GW，風光儲一體化基地力爭建成投運容量達20GW。
不過，“十四五”以來，盡管多地出臺新能源風光項目強制配儲的新要求，但儲能項目的盈利問題始終橫在投資方面前。過去市場補償機制不完善，導致儲能項目難以落實、無法上網。儲能項目僅為配套而存在，配而不用的問題困擾多方。
正因此，不少企業在布局儲能業務時青睞海外市場，
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而對國內大型地面儲能電站望而卻步，原因在于經濟回報性較差。
例如，在半年報中，錦浪科技認為，對于大型儲能設備而言，當前國內的地面電站業務盈利能力較弱，公司計劃待時機合適時再切入市場。而陽光電源更是直言，國內儲能項目毛利較低，公司在國內儲能會保持基本裝機量，重點關注海外市場。
山東省此次出臺的全國首個電力現貨市場儲能支持政策，或將對提升儲能經濟性有所裨益，聚焦充放電價、容量補償、容量租賃三大方面。
《若干措施》指出，新型儲能示范項目進入電力現貨市場后，作為獨立市場主體參與市場交易。充電時為市場用戶，從電力現貨市場中直接購電；放電時為發電企業，在電力現貨市場進行售電，
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其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。
此外，《若干措施》還允許示范項目容量在全省范圍內租賃使用，獲得容量租賃收益；對參與電力現貨市場的示范項目按2倍標準給予容量補償，
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獲得容量補償收益；支持參與調頻、爬坡、黑啟動等輔助服務，獲得輔助服務收益。
《若干措施》提出，
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依托現貨市場，在推動新型儲能市場化發展的同時優先并網。具體而言，在新能源項目并網時，電網企業按照儲能容量比例，由高到低安排并網順序；容量比例相同的情況下，規模比例高的優先并網。
這也順承了此前山東省能源局所發布的《山東省風電、光伏發電項目并網保障指導意見（試行）》要求，“對已落實建設條件的市場化項目，
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按照儲能容量比例、規模比例、儲能方式等因素，由高到低競爭排序獲得并網資格。”
工業用電大省加速跑
作為電力市場改革、推動儲能示范項目經濟性完善的先行者，山東省在提高儲能發電的經濟性效益上不斷打破“枷鎖”。
2021年4月，山東省能源局發布《關于開展儲能示范應用的實施意見》，納入示范項目的儲能項目可以獲得額外的調峰價格和調用時間保證，而該調峰收益也成為此類獨立式項目獲取經濟性收益的關鍵。2021年9月3日，《山東電力輔助服務市場運營規則（試行）（2021年修訂版）（征求意見稿）》中提出，儲能調峰每日最多可申報3個調用時段，AGC調頻申報價格上限上調為8元/MW，同時還增加了用戶側有償調峰輔助服務、虛擬電廠調峰輔助服務等內容。
今年年初，山東省發布了《關于開展2022年度儲能示范項目庫征集工作的通知》，提及本批次示范項目征集范圍以儲能調峰項目為主。技術路徑多元并包，囊括了鋰電池、壓縮空氣、液流電池、煤電儲熱、制氫儲氫，以及以鋁離子電池、鈉離子電池、重力儲能等低成本、長時間或大容量新技術為儲能手段的調峰項目。
其4月公示的相關名單顯示，山東省2022年度儲能示范項目共29個，總規模約3.1GW，相較于2021年儲能規模翻了6倍。
項目業主單位即包括華能、大唐、華潤、三峽、華電、國家能源集團、國家電投、中核、中廣核、山東電工電氣、國網山東綜合能源等央企、國企；民企特變電工也現身其中。
值得一提的是，日前，多地發布了有關儲能商業化的實踐方案，探索共享儲能、租賃儲能等新模式。
河南省發改委近日下發《河南省“十四五”新型儲能實施方案》，特別規劃了共享儲能示范工程。為保障獨立共享儲能電站的經濟性，根據河南省的方案，獨立共享儲能的收益主要來源于新建并網新能源項目，購買一定掛鉤比例儲能規模以及調峰補償費。其中，調峰補償費的報價上限暫為0.3元/千瓦時，并研究開展備用、爬坡等輔助服務交易。
值得一提的是，河南省的租賃費用標準從此前二次征求稿的260元/kWh·年降低至200元/kWh·年，這也是全國首次政策制定層面提出租賃費用標準。同時，方案還要求示范工程的儲能電站每年調用完全充放電次數原則上不低于350次。
而在河北省發布的《全省電源側共享儲能布局指導方案（暫行）》規劃，到“十四五”末，在全省23個重點縣區，將新建共享儲能電站27個，建設規模約5GW。此外，安徽也明確提出，鼓勵風光電站通過合作共建或者購買服務等方式，集中配置電化學儲能電站。
民生證券的研報指出，共享儲能的本質是引入第三方投資商，
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具備一定的經濟性，為當下發電側配儲的最優解。共享儲能模式的主要參與雙方均具備良好的經濟性，收益模式明確。
一位電網系統人士向21世紀經濟報道記者指出，儲能是電力系統中的新生事物，同時電力系統市場化也是新開展的事物。由于電力市場與常規市場的特質有本質差別，電力市場的實時性、高技術成分的約束性等都是它有別于傳統市場的特質。而儲能又因調節性和自身性能有所不同，因此儲能參與到電力市場的模式實際正處于逐步成長的過程中。
（作者：見習記者費心懿 編輯：林虹，見習編輯，張銘心）
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責任編輯：李昂
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