預計2023年新型儲能發電 12 億千瓦時
近日，山東省發改委、能源局印發《2023 年全省電力電量平衡方案》，方案表明， 預計省內2023 年夏、冬季午高峰光伏發電有力支撐，電力供需總體平衡，晚高峰存在時段性電力供需缺口。預計 2023年全省全社會用電量 7900億千瓦時，增長 4.5%。其中，預計煤電/風電/光伏/核電/其他類型發電/抽水蓄能/新型儲能/省外來電電量分別為4976/448/550/200/432/32/12/1250 億千瓦時。
山東示范儲能項目已超 3GW，規劃十四五建成 5GW
山東省能源局分別于2021、 2022 年發布了 2 批儲能示范項目，剔除調頻項目，鋰電類儲能項目合計 30個，總規模 3.07GW/6.14GWh（部分項目未公布時長，均按 2h 計算），項目業主主要為國電投、華能、華電等電力集團。根據《山東省新型儲能工程發展行動方案》，到 2025 年，全省新型儲能規模計劃達到 5GW 左右。其中， 2023 年，規模達到2GW 以上；2024 年，規模達到 4GW。
山東儲能運行收益測算
（1）充放電次數：根據儲能與電力市場統計，山東目前已投運 8 個獨立儲能電站，總容量 1074MW/2218MWh。根據《2023 年全省電力電量平衡方案》，預計2023年新型儲能發電量為12億千瓦時，按已投運的2218MWh獨立儲能容量計算，儲能平均利用小時為 541h，按 2h 儲能計算， 全年充放電次數為 270.5 次。
（2） 電價差：負電價連續出現，現貨電價差有望拉大。當前，山東儲能參與電力市場的主要模式為參與現貨市場，獲取電價差收益。山東大力推進新能源建設，尤其是光伏，截至 2022 年，山東光伏裝機 42.70GW，占全部電源裝機的 22.5%，同時發展速度較快， 2022 年新增光伏裝機 9.26GW，在所有省份中僅次于河北。山東亦為分布式光伏裝機第一大省，裝機為 30.20GW。光伏裝機的快速增長使得山東實時電力平衡發生改變，電價出現明顯的鴨子曲線。2023 年 3 月《關于山東電力現貨市場價格上下限規制有關事項的通知（征求意見稿）》 提出， 對市場電能量出清設置價格上限和下限，其中上限為每千瓦時 1.50 元，下限為每千瓦時-0.10 元。山東現貨市場負電價或將成為常態，隨著出力較為集中的光伏裝機繼續增加，現貨價差有望進一步拉大。根據儲能與電力市場數據， 2022 年 2 月-2023 年 1 月期間，山東平均最大電價差可達 0.6332 元/kWh， 2 小時儲能系統全年理想情況下可獲得價差水平為 0.57119 元/kWh。
（3）容量租賃：山東儲能示范項目可通過容量租賃獲取租賃收益。根據中國電力知庫數據，截至 2020 年山東風電、光伏裝機分別為 17.95、 22.72GW，《山東省能源發展十四五規劃》提出十四五期間風電、光伏裝機目標為 25、 57GW，則規劃新增風光裝機為 41.33GW。假設配儲 10%、 2h，對應配儲容量為 4.1GW/8.2GWh，超出儲能規劃裝機目標 5GW。因此，當前山東儲能容量租賃面臨供大于求的情況。鑒于全國儲能租賃指導價通常位于 150-200 元/kWh.年區間，我們假設山東儲能租賃價格為 150 元/kWh.年，租賃比例為 80%。
（4）容量補償：山東儲能可獲得容量補償，在容量市場運行前，電價標準暫定為 0.0991 元/kWh，向市場化用戶收取；儲能日發電可用容量=（儲能電站核定充電容量/2）*日可用等效小時數/24，示范項目按 2 倍標準執行。假設 100MW/200MWh項目，示范項目可用為（200/2） *2/24*2=100/6MW。2022年山東交易電量 3800億kWh，發電裝機 189.58GW，根據此數據和容量補償計算規則， 100MW/200MWh項目一年可獲得的容量補償為 331.07 萬元。我們假設 100MW/200MWh 儲能項目：（1）造價 1.8 元/Wh，（2）全年充放電次數 270 次，充放電平均電價差 0.50 元/kWh，（3）租賃價格 150 元/kWh.年，租賃比例為 80%；（4）容量補償 331.07 萬元/年。按照上述假設，測算得到項目全投IRR 為6.65%。
（1）現貨市場價差不明確，單日最大電價差差別較大，且每日電價差最大的時間段不確定，對儲能電站的交易能力提出很大的考驗，收益穩定性差；（2）當前租賃市場供大于求，多數項目無法實現容量100%租賃，若發電集團獨立儲能和風光項目配儲規模匹配，進行內部容量租賃，則有望實現較好的收益；（3）目前雖發布儲能計劃發電量，但儲能滿充滿放次數無政策托底，儲能的利用率仍待市場檢驗。此外，山東容量補償目前按機組容量計算，未來若開啟容量電價市場，該部分收益將更難預測。
