12月30日，2022年的最后一個工作日，山東省能源局印發了《山東省新型儲能工程發展行動方案》（下稱《方案》）及解讀。

 

國內首個新型儲能工程發展行動方案出臺，僅是幾組裝機規模目標，便可看出山東省發展新型儲能的宏偉目標。

 

《方案》提出了山東省到2025年的新型儲能發展目標，即到2023年底，全省新型儲能規模達到200萬千瓦以上；2024年，達到400萬千瓦；2025年，達到500萬千瓦左右，技術創新能力顯著提高，技術裝備水平大幅提升，新型儲能與源網荷等各要素深度融合，有力支撐我省智能靈活調節、安全保障有力、供需實時互動的新型電力系統建設。

 

用電大省搶立儲能裝機目標

 

山東是工業用電大省，也是新能源大省，新能源并網裝機總量在全國位居第二位，但靈活調節性電源相對缺乏，新能源裝機迅猛增長帶來的消納問題和保障電網安全運行之間的矛盾日益突出。除了積極探索新能源參與市場的方式，山東省也在積極健全儲能電站的成本回收機制加大投資吸引力。

 

《方案》為當地儲能產業的生產制造布置了發展藍圖，并具體分配了500萬千瓦的建設圖譜，提出著力構建“一帶、兩城、三區、N基地”發展格局，推動新型儲能規模化、高質量發展。

 

“一帶”，即打造“儲能+海上新能源”應用帶。以“儲能+海上光伏”、海島源網荷儲清潔供電等為重點，開展多技術路線示范，到2025年，建設新型儲能項目100萬千瓦。

 

“兩城”，即建設濟南、青島儲能示范城市，發揮儲能應急備用技術優勢，到2025年，新型儲能規模達到50萬千瓦。

 

“三區”，即構建魯北基地型儲能重點區，魯中先進壓縮空氣儲能重點區以及魯西南多場景應用儲能重點區，分別著力打造吉瓦級新型儲能大基地、推進300兆瓦級大容量非補燃先進壓縮空氣技術、推廣濟寧橫河煤礦用戶側儲能應用經驗。

 

而“N基地”意為培育一批特色鮮明的產業基地。聚焦儲能產業鏈關鍵環節，立足區域優勢。在材料生產、設備制造、儲能集成和相關服務等環節，加快培育一批各具特色的產業聚集高地。

 

在材料生產環節，重點打造棗莊“北方鋰電之都”、東營電化學儲能產業園、泰安“泰山鋰谷”新型儲能基地、威海亙元鋰電池新材料產業園和濱州萬潤鋰電新材料基地。在設備制造環節，重點打造青島先進儲能產業集聚區、濟寧寧德時代新能源產業基地和濰坊液流儲能產業園。在儲能集成環節，重點打造山東電工電氣儲能產業基地和煙臺數字儲能產業園區。在相關服務環節，重點打造淄博齊魯儲能谷。

 

2022年以來，山東省儲能電站投資建設不斷加速。去年4月，山東省對外表示在年內將投資100億元，建成投運新型儲能規模超200萬千瓦，提高山東電網負荷調度和新能源消納能力。同期，山東省能源局公布第二批儲能示范項目，總裝機容量310萬千瓦，計劃在2022年底至次年分批投運。

 

山東電力調度控制中心新能源處副處長劉軍在去年10月的一場行業交流會上透露，截至9月底，山東電網已投運規模化新型儲能電站45座，其中獨立儲能電站7座，新能源配建儲能38座。

 

鼓勵拉大峰谷電價差

 

《方案》除了明確儲能發展的六項重點任務，還提出了六項保障措施，包括加大政策支持力度、完善電力市場機制、強化科技創新驅動、制訂地方標準規范、壓實各方主體責任和加強相關項目管理。

 

其中，針對完善電力市場機制方面，《方案》提到了多項具體舉措，導向明確。包括優化容量補償機制，拉大峰谷電價差，引導新型儲能積極參與電力市場。推動新能源場站和配建儲能聯合參與市場。完善虛擬電廠入市支持政策和交易機制。加快研究云儲能發展支持政策。細化輔助服務費用補償機制，本著“誰受益，誰承擔”的原則，由發電企業、市場化電力用戶等所有并網主體共同分攤。

 

作為國內首批參與電力現貨市場試點建設的地區之一，也是國內首個獨立儲能電站參與電力現貨市場的省份，山東省持續成為國內熱門的儲能市場。這與山東省積極引導儲能電站參與電力市場交易，多種收益方式并舉，經濟性效益明顯有關。

 

劉軍也在此前的報告中提到，7月28日，省發改委出臺《關于新型儲能參與電力市場有關價格政策的函》，明確了自7月1日起山東儲能電站參與市場交易時其用電量不再承擔輸配電價和政府基金，經測算，該項政策可為獨立儲能電站節省充電費用0.199元/千瓦時。

 

另外，山東省也在不斷拉大電價的峰谷價差。根據中關村儲能產業技術聯盟對各地2022年最大峰谷價差的平均值統計，31個典型省市的總體平均價差為0.7元/kWh。2022年底，多地更新分時電價政策，其共同特點在于持續拉大峰谷比，這一點在最新發布的2023年1月電網代購電價得到印證。其中，山東省峰谷價差由2022年均價0.739元/kWh，拉大到2023年1月的0.926元/kWh。

 

而拉大峰谷電價差，能使儲能發電的經濟性獲得提升。

 

同時，山東能源監管辦在2022年年末對外公布，自2021年12月試運行期間，山東電力現貨市場啟動不間斷結算試運行后，日內最大峰谷差價達到1.5元/千瓦時。

 

事實上，山東省除了是最早一批試點電力現貨市場的省份，當地也出臺了一系列電力市場的運營體系文件，包括《山東省電力中長期交易規則》、《山東省電力現貨市場交易規則(試行)》、《山東電力輔助服務市場運營規則(試行)》，以及多項規則補充修訂文件等，建立了相對完善的電力市場交易規則。

 

同時，多份省級文件出臺明確新型儲能參與市場的主體地位和注冊程序。

 

《山東省電力中長期交易規則》《山東省電力現貨市場交易規則(試行)》均明確了儲能電站的市場、主體地位及權利義務。

 

6月印發的《關于進一步做好2022年下半年山東省電力現貨市場結算試運行工作有關事項的通知》明確提出，支持新能源項目與配套建設儲能聯合作為發電企業主體，與售電公司、批發用戶簽訂中長期交易合同，以差價合約形式參與電力市場交易，參與市場交易的新能源項目與配套建設儲能可作為一個市場主體按照市場規則結算。

 

《山東省電力現貨市場交易規則(試行)》規定，獨立儲能設施自主參與調頻輔助服務市場或以自調度模式參與電能量市場。參與電能量市場時，儲能設施主體在競價日通過山東電力交易平臺申報運行日自調度曲線，在滿足電網安全運行和新能源優先消納的條件下優先出清，并接受現貨市場價格。

 

值得一提的是，山東能源監管辦披露，到2022年年末，山東全省共有6家獨立儲能電站參與現貨電能量市場交易，總裝機達50.3萬千瓦，實際最大放電電力48.8萬千瓦、最大充電電力49.9萬千瓦。