山东抢抓新型储能风口 鼓励拉大峰谷电价差

21世纪经济报道记者费心懿 上海报道

工业用电大省山东，早早抢立下一阶段的储能装机目标。

12月30日，2022年的最后一个工作日，山东省能源局印发了《山东省新型储能工程发展行动方案》（下称《方案》）及解读。

国内首个新型储能工程发展行动方案出台，仅是几组装机规模目标，便可看出山东省发展新型储能的宏伟目标。

《方案》提出了山东省到2025年的新型储能发展目标，即到2023年底，全省新型储能规模达到200万千瓦以上；2024年，达到400万千瓦；2025年，达到500万千瓦左右，技术创新能力显著提高，技术装备水平大幅提升，新型储能与源网荷等各要素深度融合，有力支撑我省智能灵活调节、安全保障有力、供需实时互动的新型电力系统建设。

用电大省抢立储能装机目标

山东是工业用电大省，也是新能源大省，新能源并网装机总量在全国位居第二位，但灵活调节性电源相对缺乏，新能源装机迅猛增长带来的消纳问题和保障电网安全运行之间的矛盾日益突出。除了积极探索新能源参与市场的方式，山东省也在积极健全储能电站的成本回收机制加大投资吸引力。

《方案》为当地储能产业的生产制造布置了发展蓝图，并具体分配了500万千瓦的建设图谱，提出着力构建“一带、两城、三区、N基地”发展格局，推动新型储能规模化、高质量发展。

“一带”，即打造“储能+海上新能源”应用带。以“储能+海上光伏”、海岛源网荷储清洁供电等为重点，开展多技术路线示范，到2025年，建设新型储能项目100万千瓦。

“两城”，即建设济南、青岛储能示范城市，发挥储能应急备用技术优势，到2025年，新型储能规模达到50万千瓦。

“三区”，即构建鲁北基地型储能重点区，鲁中先进压缩空气储能重点区以及鲁西南多场景应用储能重点区，分别着力打造吉瓦级新型储能大基地、推进300兆瓦级大容量非补燃先进压缩空气技术、推广济宁横河煤矿用户侧储能应用经验。

而“N基地”意为培育一批特色鲜明的产业基地。聚焦储能产业链关键环节，立足区域优势。在材料生产、设备制造、储能集成和相关服务等环节，加快培育一批各具特色的产业聚集高地。

在材料生产环节，重点打造枣庄“北方锂电之都”、东营电化学储能产业园、泰安“泰山锂谷”新型储能基地、威海亘元锂电池新材料产业园和滨州万润锂电新材料基地。在设备制造环节，重点打造青岛先进储能产业集聚区、济宁宁德时代新能源产业基地和潍坊液流储能产业园。在储能集成环节，重点打造山东电工电气储能产业基地和烟台数字储能产业园区。在相关服务环节，重点打造淄博齐鲁储能谷。

2022年以来，山东省储能电站投资建设不断加速。去年4月，山东省对外表示在年内将投资100亿元，建成投运新型储能规模超200万千瓦，提高山东电网负荷调度和新能源消纳能力。同期，山东省能源局公布第二批储能示范项目，总装机容量310万千瓦，计划在2022年底至次年分批投运。

山东电力调度控制中心新能源处副处长刘军在去年10月的一场行业交流会上透露，截至9月底，山东电网已投运规模化新型储能电站45座，其中独立储能电站7座，新能源配建储能38座。

鼓励拉大峰谷电价差

《方案》除了明确储能发展的六项重点任务，还提出了六项保障措施，包括加大政策支持力度、完善电力市场机制、强化科技创新驱动、制订地方标准规范、压实各方主体责任和加强相关项目管理。

其中，针对完善电力市场机制方面，《方案》提到了多项具体举措，导向明确。包括优化容量补偿机制，拉大峰谷电价差，引导新型储能积极参与电力市场。推动新能源场站和配建储能联合参与市场。完善虚拟电厂入市支持政策和交易机制。加快研究云储能发展支持政策。细化辅助服务费用补偿机制，本着“谁受益，谁承担”的原则，由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊。

作为国内首批参与电力现货市场试点建设的地区之一，也是国内首个独立储能电站参与电力现货市场的省份，山东省持续成为国内热门的储能市场。这与山东省积极引导储能电站参与电力市场交易，多种收益方式并举，经济性效益明显有关。

刘军也在此前的报告中提到，7月28日，省发改委出台《关于新型储能参与电力市场有关价格政策的函》，明确了自7月1日起山东储能电站参与市场交易时其用电量不再承担输配电价和政府基金，经测算，该项政策可为独立储能电站节省充电费用0.199元/千瓦时。

另外，山东省也在不断拉大电价的峰谷价差。根据中关村储能产业技术联盟对各地2022年最大峰谷价差的平均值统计，31个典型省市的总体平均价差为0.7元/kWh。2022年底，多地更新分时电价政策，其共同特点在于持续拉大峰谷比，这一点在最新发布的2023年1月电网代购电价得到印证。其中，山东省峰谷价差由2022年均价0.739元/kWh，拉大到2023年1月的0.926元/kWh。

而拉大峰谷电价差，能使储能发电的经济性获得提升。

同时，山东能源监管办在2022年年末对外公布，自2021年12月试运行期间，山东电力现货市场启动不间断结算试运行后，日内最大峰谷差价达到1.5元/千瓦时。

事实上，山东省除了是最早一批试点电力现货市场的省份，当地也出台了一系列电力市场的运营体系文件，包括《山东省电力中长期交易规则》、《山东省电力现货市场交易规则(试行)》、《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)》，以及多项规则补充修订文件等，建立了相对完善的电力市场交易规则。

同时，多份省级文件出台明确新型储能参与市场的主体地位和注册程序。

《山东省电力中长期交易规则》《山东省电力现货市场交易规则(试行)》均明确了储能电站的市场、主体地位及权利义务。

6月印发的《关于进一步做好2022年下半年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的通知》明确提出，支持新能源项目与配套建设储能联合作为发电企业主体，与售电公司、批发用户签订中长期交易合同，以差价合约形式参与电力市场交易，参与市场交易的新能源项目与配套建设储能可作为一个市场主体按照市场规则结算。

《山东省电力现货市场交易规则(试行)》规定，独立储能设施自主参与调频辅助服务市场或以自调度模式参与电能量市场。参与电能量市场时，储能设施主体在竞价日通过山东电力交易平台申报运行日自调度曲线，在满足电网安全运行和新能源优先消纳的条件下优先出清，并接受现货市场价格。

值得一提的是，山东能源监管办披露，到2022年年末，山东全省共有6家独立储能电站参与现货电能量市场交易，总装机达50.3万千瓦，实际最大放电电力48.8万千瓦、最大充电电力49.9万千瓦。