繼《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（以下簡稱“136號文”）發(fā)布后，山東省適時推出落地文件《山東省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》，相繼出臺一系列配套文件《關(guān)于做好2025年電力市場平穩(wěn)銜接過渡有關(guān)工作的通知》（以下簡稱“396號文”）、《山東省2025年新能源高水平消納行動方案》（以下簡稱“278號文”）、《山東電力市場規(guī)則（試行）》(征求意見稿）（以下簡稱“征求意見稿”）。
新能源全電量推向市場，機(jī)制電量逐年退坡，這會給市場帶來怎樣的影響，又將如何影響儲能的發(fā)展呢？
當(dāng)前山東省新型儲能裝機(jī)規(guī)模已達(dá)960萬千瓦，以電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能為主，占比約80%。
電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能作為獨(dú)立的市場主體，在當(dāng)前及以往的商業(yè)模式中，主要通過低價充電、高價放電實現(xiàn)現(xiàn)貨峰谷價差套利，獲得市場化容量補(bǔ)償收入，以及作為新能源場站并網(wǎng)的“路條”獲得容量租賃收入，三部分收入分別占比約33%、17%、50%。
電源側(cè)配建儲能理論上可以自調(diào)度，利用新能源棄電充電，選擇高價時段放電。然而實際使用過程中，由于配儲需要隨時等候調(diào)度指令，AGC指令不易分解等原因，配儲經(jīng)常無法消納所屬新能源場站的棄電，同時部分新能源場站因接線問題站用電需繳納過網(wǎng)費(fèi)，充電成本拉高，在新能源10%入市的時代面臨充放電收入倒掛、利用率低的困境。
用戶側(cè)儲能的規(guī)模較小，主要是工商業(yè)用戶配置，通過低價時儲電、高價時供能降低用戶用能成本。電網(wǎng)代購電用戶加裝配儲具備一定經(jīng)濟(jì)性，但是山東省用電量較大的工商業(yè)用戶一般選擇售電公司代理購電，售電公司套餐價格的峰谷價差不足以覆蓋儲能投資成本，因此用戶側(cè)儲能當(dāng)前商業(yè)模式不成熟。
新能源全電量入市的政策，將會給儲能帶來以下四點影響：
一、不強(qiáng)制配儲，倒逼儲能獨(dú)立行走
136號文明確不得將配置儲能作為新建新能源項目核準(zhǔn)、開工、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件。山東省在278號文中明確了“存量新能源場站繼續(xù)實施容量租賃”，這一新老劃斷的政策體現(xiàn)了136號文“區(qū)分存量和增量”“政策統(tǒng)籌協(xié)調(diào)的原則”。
山東省第二、三批存量獨(dú)立儲能項目的租賃收入占比接近50%，如果增量項目喪失這部分收入，在其他收入政策不變的情況下，以儲能系統(tǒng)成本0.9元/Wh測算,收益率將降低至3%~4%，電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能發(fā)展趨緩，需要向電源側(cè)和用戶側(cè)儲能轉(zhuǎn)型。反觀新能源場站，如不改變發(fā)電特性，陸風(fēng)收益率可能降低至6%以下，光伏收益率降低至4%以下（均考慮非技術(shù)成本）；而配儲后如能實現(xiàn)自調(diào)度利用新能源棄電充電，按照配儲成本0.65元/Wh測算，新能源50%容量配儲，配儲時長2小時，風(fēng)電收益率提升1%，光伏收益率提升2.3%。因此，儲能需要探索新商業(yè)模式，新能源需要儲能來調(diào)節(jié)發(fā)電出力特性，二者形成了相互需要的局面。
新能源配儲從“強(qiáng)制配”到“需要配”，從“并網(wǎng)路條”到“光伏血包”，離不開技術(shù)進(jìn)步和政策引領(lǐng)。技術(shù)進(jìn)步方面，近年來鋰電成本大幅降低，相比于2021年山東省第一批示范儲能項目，當(dāng)前投資成本降低約55%，并且技術(shù)類型、能量密度、充放電時長和使用壽命等重要參數(shù)均有大幅提升。政策引領(lǐng)方面，新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成，不再強(qiáng)制配儲，可以有效遏制成本的無序內(nèi)卷、追求低價而放棄質(zhì)量，有利于促進(jìn)行業(yè)的良性健康發(fā)展。
接下來的儲能項目招標(biāo)中，業(yè)主不僅要關(guān)注價格，還應(yīng)關(guān)注長周期表現(xiàn)，合同中約定循環(huán)壽命、全生命周期的工作時長以及轉(zhuǎn)換效率。同時，儲能系統(tǒng)生產(chǎn)企業(yè)和集成商應(yīng)注意當(dāng)前儲能的EMS系統(tǒng)、BMS系統(tǒng)更新迭代滯后于市場變革，比如BMS對SOH的估算誤差較高，影響EMS對可用容量的判斷，各電池單元組均衡性不一致，進(jìn)而影響“報量報價”模式下對出力上下限、荷電狀態(tài)上下限等參數(shù)的申報，造成儲能減收。
二、放寬現(xiàn)貨市場限價，增加儲能收入
根據(jù)136號文要求“適當(dāng)放寬現(xiàn)貨市場限價”，若山東后續(xù)放寬現(xiàn)貨市場價格下限，假設(shè)地板價從-80元/兆瓦時調(diào)整為-200元/兆瓦時，政府補(bǔ)貼高于200元/兆瓦時的存量新能源項目可能申報地板價，成為邊際機(jī)組，現(xiàn)貨市場價差拉大。儲能充電成本降低，峰谷價差收入增加。以山東省常見的100兆瓦/200兆瓦時獨(dú)立儲能為例，年收入增加約260萬，存量項目收入提升約8%，增量項目收入提升約17%。更大的價差空間也為光儲氫一體化、綠電直連項目配儲、長時儲能技術(shù)、如液流電池、壓縮空氣等，提供了更有利的經(jīng)濟(jì)性驗證環(huán)境，有助于解決新能源出力長時間波動的調(diào)節(jié)需求。
三、重塑容量補(bǔ)償機(jī)制，凸顯儲能調(diào)節(jié)性電源優(yōu)勢
當(dāng)前山東省規(guī)則中，容量電價采用用戶側(cè)固定價格收取、發(fā)電側(cè)按有效容量分配的“以收定支”模式；征求意見稿中，調(diào)整為發(fā)電側(cè)根據(jù)機(jī)組有效容量和容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)計算容量電費(fèi)，用戶側(cè)按用電量比例分?jǐn)偟摹耙灾Фㄊ铡蹦Ｊ健?/font>
有效容量的核定也統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，新能源（含配儲）計算有效容量的時段，由風(fēng)電按照尖峰時段、光伏按照全天，統(tǒng)一為風(fēng)光都按照尖峰時段核定，體現(xiàn)了容量補(bǔ)償原則是能夠可靠支撐最大負(fù)荷的出力能力。顯著提升了光伏配儲的價值：原先光伏配儲在尖峰時段的放電貢獻(xiàn)被平均到24小時計算有效容量，規(guī)則修訂后，光伏配儲有效容量核定不再受制于利用小時數(shù)，新機(jī)制有望更公平、更充分地體現(xiàn)儲能作為“調(diào)節(jié)性電源”的核心價值，使其獲得與其貢獻(xiàn)相匹配的容量收益。配建儲能也可以主動調(diào)整放電出力至系統(tǒng)高峰持續(xù)時間，提高利用率、增加有效容量。
四、健全輔助服務(wù)市場，重構(gòu)儲能收益模型
儲能在輔助服務(wù)領(lǐng)域具備毫秒級響應(yīng)、雙向靈活調(diào)節(jié)、構(gòu)網(wǎng)型電壓及頻率支撐等核心能力。相較于火電，儲能兼具零碳排放、無啟停損耗、空間部署靈活等優(yōu)勢，單系統(tǒng)可同時參與多品種服務(wù)，成為高比例新能源電網(wǎng)的關(guān)鍵穩(wěn)定器。
盡管2024年修訂的《山東電力市場規(guī)則（試行）》（魯監(jiān)能市場規(guī)〔2024〕24號）文中已經(jīng)提到“現(xiàn)階段輔助服務(wù)市場暫只開展調(diào)頻（二次調(diào)頻）輔助服務(wù)、爬坡輔助服務(wù)的集中交易”“新型經(jīng)營主體按自愿原則參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場”，并明確了調(diào)頻出清及結(jié)算規(guī)則，但是目前山東省儲能中僅火儲聯(lián)合參與調(diào)頻、爬坡，獨(dú)立儲能、電源側(cè)配建儲能及用戶側(cè)儲能尚未參與。原因可能與部分儲能AGC尚未閉環(huán)、響應(yīng)速度過快造成系統(tǒng)擾動增加了調(diào)度難度、各電源品種參與輔助服務(wù)容量劃分不明確相關(guān)。
136號文發(fā)布后，國家發(fā)展改革委、國家能源局關(guān)于《電力輔助服務(wù)市場基本規(guī)則》（發(fā)改能源規(guī)〔2025〕411號）相繼出臺，山東省積極修訂輔助服務(wù)市場規(guī)則，278號文提到“支持儲能自主參與實時電能量市場和調(diào)頻、爬坡、備用等輔助服務(wù)市場，建立‘一體多用、分時復(fù)用’的交易模式”。一系列政策落地后，將徹底重構(gòu)儲能收益模型，推動行業(yè)從依賴容量租賃轉(zhuǎn)向多元化價值變現(xiàn)。目前山東市場上調(diào)頻中標(biāo)價格多為12元/MW*min-1，全網(wǎng)調(diào)頻需求量約120MW/min,參與調(diào)頻機(jī)組約20臺，即平均每臺機(jī)組中標(biāo)容量約6MW/min。假設(shè)儲能可參與調(diào)頻市場，調(diào)頻容量在火電和儲能間分配，以100兆瓦/200兆瓦時獨(dú)立儲項目為例，一年中現(xiàn)貨峰谷價差不滿足電能量市場套利天數(shù)約60天，此時參與調(diào)頻市場，假設(shè)全天中標(biāo)容量2MW/min，年增收約370萬元，增量項目收入提高約12%，存量項目（第二、三批示范項目）收入提高約25%。
新能源全電量入市對電力市場改革中其他市場主體的借鑒意義
136號文中“按照價格市場形成、責(zé)任公平承擔(dān)、區(qū)分存量增量、政策統(tǒng)籌協(xié)調(diào)的要求”的改革思路，對電力市場改革中其他市場主體具有良好的借鑒意義。市場化改革并非簡單放開價格，而是通過制度設(shè)計讓每個主體在系統(tǒng)轉(zhuǎn)型中找到可持續(xù)的價值坐標(biāo)。比如輔助服務(wù)市場按照功能付費(fèi)，而非給電源劃定角色，讓儲能、虛擬電廠、燃?xì)鈾C(jī)組等具備較強(qiáng)調(diào)節(jié)能力的市場主體發(fā)揮作用，構(gòu)建靈活性強(qiáng)的電力系統(tǒng)；比如未來推動核電機(jī)組、燃?xì)鈾C(jī)組、抽水蓄能逐步入市時，考慮保障性電量與市場化電量保持規(guī)模平穩(wěn)，平衡歷史項目與新機(jī)制。
綜上，新能源全電量入市的政策，短期內(nèi)會造成儲能行業(yè)震蕩，尤其獨(dú)立儲能投資趨于理性，但長期來看，利好儲能行業(yè)，尤其是構(gòu)網(wǎng)型儲能、新能源配建儲能、綠電直連項目配建儲能等，此次改革作為轉(zhuǎn)折點即將推動儲能從發(fā)展期走向成熟期。
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