预计2023年新型储能发电 12 亿千瓦时
近日，山东省发改委、能源局印发《2023 年全省电力电量平衡方案》，方案表明， 预计省内2023 年夏、冬季午高峰光伏发电有力支撑，电力供需总体平衡，晚高峰存在时段性电力供需缺口。预计 2023年全省全社会用电量 7900亿千瓦时，增长 4.5%。其中，预计煤电/风电/光伏/核电/其他类型发电/抽水蓄能/新型储能/省外来电电量分别为4976/448/550/200/432/32/12/1250 亿千瓦时。
山东示范储能项目已超 3GW，规划十四五建成 5GW
山东省能源局分别于2021、 2022 年发布了 2 批储能示范项目，剔除调频项目，锂电类储能项目合计 30个，总规模 3.07GW/6.14GWh（部分项目未公布时长，均按 2h 计算），项目业主主要为国电投、华能、华电等电力集团。根据《山东省新型储能工程发展行动方案》，到 2025 年，全省新型储能规模计划达到 5GW 左右。其中， 2023 年，规模达到2GW 以上；2024 年，规模达到 4GW。
山东储能运行收益测算
（1）充放电次数：根据储能与电力市场统计，山东目前已投运 8 个独立储能电站，总容量 1074MW/2218MWh。根据《2023 年全省电力电量平衡方案》，预计2023年新型储能发电量为12亿千瓦时，按已投运的2218MWh独立储能容量计算，储能平均利用小时为 541h，按 2h 储能计算， 全年充放电次数为 270.5 次。
（2） 电价差：负电价连续出现，现货电价差有望拉大。当前，山东储能参与电力市场的主要模式为参与现货市场，获取电价差收益。山东大力推进新能源建设，尤其是光伏，截至 2022 年，山东光伏装机 42.70GW，占全部电源装机的 22.5%，同时发展速度较快， 2022 年新增光伏装机 9.26GW，在所有省份中仅次于河北。山东亦为分布式光伏装机第一大省，装机为 30.20GW。光伏装机的快速增长使得山东实时电力平衡发生改变，电价出现明显的鸭子曲线。2023 年 3 月《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知（征求意见稿）》 提出， 对市场电能量出清设置价格上限和下限，其中上限为每千瓦时 1.50 元，下限为每千瓦时-0.10 元。山东现货市场负电价或将成为常态，随着出力较为集中的光伏装机继续增加，现货价差有望进一步拉大。根据储能与电力市场数据， 2022 年 2 月-2023 年 1 月期间，山东平均最大电价差可达 0.6332 元/kWh， 2 小时储能系统全年理想情况下可获得价差水平为 0.57119 元/kWh。
（3）容量租赁：山东储能示范项目可通过容量租赁获取租赁收益。根据中国电力知库数据，截至 2020 年山东风电、光伏装机分别为 17.95、 22.72GW，《山东省能源发展十四五规划》提出十四五期间风电、光伏装机目标为 25、 57GW，则规划新增风光装机为 41.33GW。假设配储 10%、 2h，对应配储容量为 4.1GW/8.2GWh，超出储能规划装机目标 5GW。因此，当前山东储能容量租赁面临供大于求的情况。鉴于全国储能租赁指导价通常位于 150-200 元/kWh.年区间，我们假设山东储能租赁价格为 150 元/kWh.年，租赁比例为 80%。
（4）容量补偿：山东储能可获得容量补偿，在容量市场运行前，电价标准暂定为 0.0991 元/kWh，向市场化用户收取；储能日发电可用容量=（储能电站核定充电容量/2）*日可用等效小时数/24，示范项目按 2 倍标准执行。假设 100MW/200MWh项目，示范项目可用为（200/2） *2/24*2=100/6MW。2022年山东交易电量 3800亿kWh，发电装机 189.58GW，根据此数据和容量补偿计算规则， 100MW/200MWh项目一年可获得的容量补偿为 331.07 万元。我们假设 100MW/200MWh 储能项目：（1）造价 1.8 元/Wh，（2）全年充放电次数 270 次，充放电平均电价差 0.50 元/kWh，（3）租赁价格 150 元/kWh.年，租赁比例为 80%；（4）容量补偿 331.07 万元/年。按照上述假设，测算得到项目全投IRR 为6.65%。
（1）现货市场价差不明确，单日最大电价差差别较大，且每日电价差最大的时间段不确定，对储能电站的交易能力提出很大的考验，收益稳定性差；（2）当前租赁市场供大于求，多数项目无法实现容量100%租赁，若发电集团独立储能和风光项目配储规模匹配，进行内部容量租赁，则有望实现较好的收益；（3）目前虽发布储能计划发电量，但储能满充满放次数无政策托底，储能的利用率仍待市场检验。此外，山东容量补偿目前按机组容量计算，未来若开启容量电价市场，该部分收益将更难预测。
