500万千瓦规模布局！山东储能“政策包”引领行业规范运行
在新一轮储能建设大扩张中，山东正在成为佼佼者。
截至目前，山东省电化学储能总装机规模达76万千瓦，基本建成覆盖材料生产、设备制造、储能集成、工程建设、咨询检测等相对完整的储能产业链。3月初，山东省能源局印发《关于开展2022年度储能示范项目库征集工作的通知》，涵盖锂电池、压缩空气、液流电池、煤电储热、制氢储氢及其他新型储能调峰项目，共计6大类。
山东已经制定了雄心勃勃的计划，力争到2025年，山东省储能设施规模达500万千瓦左右，为山东省能源行业高质量发展提供重要支撑和有力保障。这一计划是建立在数年的政策推动及项目建设成果基础之上。
山东能源局推动储能政策出台
山东电力工程咨询院有限公司智慧事业部设计总工程师裴善鹏在2021年国际储能大会上专门就山东储能政策设计主要考虑因素提供过详细解释。
山东电网结构决定了储能需求，2019年时，总装机131GW，另外有外电入鲁30GW，总负荷89300MW，可再生能源装机占比22%。山东电网是以火电为主的电网，逐年增长的风电光伏和外电入鲁为山东电网带来逐渐增加的调峰压力，另外本地核电并网也加大了调峰压力。
数据来源：《山东储能政策设计的主要考虑因素》
山东省储能和其他一些省份不太一样的是，多数省份储能发展由当地发改委、能源局和电网共同推动，而在山东，省能源局是主导者。在2019年电网、电力基础上，山东省制定了两阶段发展的主基调：
第一阶段，在2020年-2022年，通过政策引导储能起步，依托示范项目探索储能商用模式，建立健全政策体系和管理机制。
第二阶段，全面市场化，在2023年-2025年，在电力市场成熟稳定、储能设备价格大幅下降、配套服务体系不断完善的基础上，通过政策退坡机制，推动储能应用全面进入市场。
从这里可以发现，山东省能源局已经为省内储能建设进行了全盘统筹考虑，真正让储能可以商业化运行才是最终的目标。也只有实现商业化储能，才能让整个产业吸引投资者和企业加入其中，彻底盘活市场。
储能“政策包”引领行业规范运行
山东省高度重视新型储能发展，把新型储能纳入山东能源发展“十四五”规划重点发展，出台全国首个储能示范应用实施意见，探索性提出储能优先、平进平出、优先发电量计划奖励、多劳多得等支持储能示范应用的“政策包”；启动首批“5+2”装机52万千瓦新型储能示范项目；建成全国首个电池储能技术实验室……
自2020年下半年开始，山东发布密集政策，来支持储能发展，总结下来大致针对以下重点：
储能电站：首批示范项目规模约50万千瓦。到2025年建设450万千瓦左右的储能设施。到2025年，风光储一体化基地力争建成投运容量2000万千瓦左右。
风电、光伏发电项目配置储能：原则上配置不低于10%储能设施，时长不低于2小时。可以自建或者租赁，优先租赁共享储能。配储能的风光项目可优先并网、优先消纳。
储能参与电力辅助服务：报价和容量相同时，优先调用储能。储能参与调峰，若当日发生直调公用火电机组停机调峰，储能设施有偿调峰出清价格按照0.4元/kWh执行。储能参与调频，试运行初期，AGC出清价格最高上限暂按6元/MW执行，参与AGC辅助服务的储能设施不再参与有偿调峰交易竞价。火电机组因参与调峰出力运行至50%及以下时，优先调用储能设施。
其中电价因素在提升储能体量中作用显著。最近的是3月8日山东省发改委发布关于完善居民分时电价政策的通知。要求在分时电价的执行范围上，发改委明确：初工商用户外，有条件的地方，要按程序推广居民分时电价政策，逐步拉大峰谷电价价差。
储能电站投资收益率超10%
针对新能源自建储能目前的缺点，一，项目利用率低，二，项目没有经济性，盈利模式无法拓展，山东省当时对现货市场政策预想有三个方向：一是储能参与现货市场。包括日前市场、日内机组组合调整、实时市场和辅助服务市场，按节点电价买卖电量。二是新能源租赁费用。新能源租赁储能形式同辅助服务市场条件要完善。三是容量补偿电价。山东是首个执行容量补偿电价的省份，它是为保证电力系统长期容量的充裕性，在用户侧每月按照实际用电量收取0.0991元/千瓦时的补偿电费，按容量补偿给发电企业。 以三种路径来提升储能项目利用率和经济性。
效果如何？裴善鹏也提供了一个测算表。按估算投资（1.88元/Wh静态投资37667万元），考虑项目运行期具有16年停电调峰、深度调峰、储能租赁收益的情况，测得财务评价各项指标：
数据来源：《山东储能政策设计的主要考虑因素》
就在今年2月25日，山东电力交易中心根据国家能源局山东监管办公室、山东省发展改革委、山东省能源局《关于做好2022年山东省电力现货市场结算试运行有关工作的通知》（鲁监能市场函〔2022〕8号）要求，对2月注册的3家独立储能设施（截至2月21日）信息进行了公示。截止2月25日，该批独立储能设施在山东电力交易中心的注册手续已自动生效。
3家独立储能设施如下图：
国家电投海阳储能电站参与电力现货交易：2月27日，国家电投海阳101兆瓦/202兆瓦时储能电站成功完成山东电力现货市场日前交易，成为全国首批参与电力现货市场的独立储能电站。该储能电站采用自主开发的储能现货辅助决策系统，通过预测电价制定次日充放电策略，通过自调度模式参与现货市场。
滕源华电储能电站成功参与电力现货交易：2月27日上午11时，华电滕州新源热电有限公司滕源华电储能电站在山东电力现货交易平台成功提交日前电能量申报数据，标志着该储能电站成为全国首家参与电力现货交易的独立储能设施。
三峡能源庆云储能示范项目参与电力现货交易：3月2日，随着山东省电力现货市场独立储能项目首次日前交易的达成，标志着三峡能源庆云储能示范项目的结算方式实现从辅助调峰市场到现货市场的转型，成为全国首批参与电力现货市场的独立储能电站。
这三家储能电站已分别于去年12月并网投运。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，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，可以选择参加电能量市场或调频辅助服务市场。
以前的电力市场关注的是火电、售电公司、工商业用户三者之间的价格传导。山东独立储能直接进入电力现货市场，使得电力现货市场出现更加丰富的市场主体，更多的交易品种，更大范围的市场规模。
正是在此基础上，独立储能能够“有利可图”，首先基础是峰谷电价的拉大，现在绝大多数省份已经出台了峰谷价差的相关规定，将价差拉得很大。现货市场更是出现了负电价现象，这进一步拉大了价差。从2021年12月初山东省内日前市场情况看，已经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。这给山东的独立储能提供了更充足的盈利空间。
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。
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。
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，用新能源发电进行替代，建构新型电力系统，山东走在了前面。山东的储能欣欣向荣的现状背后，是由各项政策、项目、建设便利条件。
山东省业内人士介绍说：“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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