山東新能源電價改革方案落地將助力儲能從發展期走向成熟期

　　繼《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》(以下簡稱“136號文”)發布后，山東省適時推出落地文件《山東省新能源上網電價市場化改革實施方案》，相繼出臺一系列配套文件《關于做好2025年電力市場平穩銜接過渡有關工作的通知》(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展呢?

　　當前山東省新型儲能裝機規模已達960萬千瓦，以電網側電化學儲能為主，占比約80%。

　　電網側獨立儲能作為獨立的市場主體，在當前及以往的商業模式中，主要通過低價充電、高價放電實現現貨峰谷價差套利，獲得市場化容量補償收入，以及作為新能源場站并網的“路條”獲得容量租賃收入，三部分收入分別占比約33%、17%、50%。

　　電源側配建儲能理論上可以自調度，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度指令，AGC指令不易分解等原因，配儲經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費，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。

　　用戶側儲能的規模較小，主要是工商業用戶配置，通過低價時儲電、高價時供能降低用戶用能成本。電網代購電用戶加裝配儲具備一定經濟性，但是山東省用電量較大的工商業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，因此用戶側儲能當前商業模式不成熟。

　　筆者認為，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、不強制配儲，倒逼儲能獨立行走

　　136號文明確不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、開工、并網、上網等的前置條件。山東省在278號文中明確了“存量新能源場站繼續實施容量租賃”，這一新老劃斷的政策體現了136號文“區分存量和增量”“政策統籌協調的原則”。

　　山東省第二、三批存量獨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，以儲能系統成本0.9元/Wh測算,收益率將降低至3%~4%，電網側獨立儲能發展趨緩，需要向電源側和用戶側儲能轉型。反觀新能源場站，如不改變發電特性，陸風收益率可能降低至6%以下，光伏收益率降低至4%以下(均考慮非技術成本);而配儲后如能實現自調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模式，新能源需要儲能來調節發電出力特性，二者形成了相互需要的局面。

　　新能源配儲從“強制配”到“需要配”，從“并網路條”到“光伏血包”，離不開技術進步和政策引領。技術進步方面，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，當前投資成本降低約55%，并且技術類型、能量密度、充放電時長和使用壽命等重要參數均有大幅提升。政策引領方面，新能源上網電價全面由市場形成，不再強制配儲，可以有效遏制成本的無序內卷、追求低價而放棄質量，有利于促進行業的良性健康發展。

　　接下來的儲能項目招標中，業主不僅要關注價格，還應關注長周期表現，合同中約定循環壽命、全生命周期的工作時長以及轉換效率。同時，儲能系統生產企業和集成商應注意當前儲能的EMS系統、BMS系統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，進而影響“報量報價”模式下對出力上下限、荷電狀態上下限等參數的申報，造成儲能減收。

　　二、放寬現貨市場限價，增加儲能收入

　　根據136號文要求“適當放寬現貨市場限價”，若山東后續放寬現貨市場價格下限，假設地板價從-80元/兆瓦時調整為-200元/兆瓦時，政府補貼高于200元/兆瓦時的存量新能源項目可能申報地板價，成為邊際機組，現貨市場價差拉大。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、如液流電池、壓縮空氣等，提供了更有利的經濟性驗證環境，有助于解決新能源出力長時間波動的調節需求。

　　三、重塑容量補償機制，凸顯儲能調節性電源優勢

　　當前山東省規則中，容量電價采用用戶側固定價格收取、發電側按有效容量分配的“以收定支”模式;征求意見稿中，調整為發電側根據機組有效容量和容量補償標準計算容量電費，用戶側按用電量比例分攤的“以支定收”模式。

　　有效容量的核定也統一標準，新能源(含配儲)計算有效容量的時段，由風電按照尖峰時段、光伏按照全天，統一為風光都按照尖峰時段核定，體現了容量補償原則是能夠可靠支撐最大負荷的出力能力。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被平均到24小時計算有效容量，規則修訂后，光伏配儲有效容量核定不再受制于利用小時數，新機制有望更公平、更充分地體現儲能作為“調節性電源”的核心價值，使其獲得與其貢獻相匹配的容量收益。配建儲能也可以主動調整放電出力至系統高峰持續時間，提高利用率、增加有效容量。

　　四、健全輔助服務市場，重構儲能收益模型

　　儲能在輔助服務領域具備毫秒級響應、雙向靈活調節、構網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、空間部署靈活等優勢，單系統可同時參與多品種服務，成為高比例新能源電網的關鍵穩定器。

　　盡管2024年修訂的《山東電力市場規則(試行)》(魯監能市場規〔2024〕24號)文中已經提到“現階段輔助服務市場暫只開展調頻(二次調頻)輔助服務、爬坡輔助服務的集中交易”“新型經營主體按自愿原則參與調頻輔助服務市場”，并明確了調頻出清及結算規則，但是目前山東省儲能中僅火儲聯合參與調頻、爬坡，獨立儲能、電源側配建儲能及用戶側儲能尚未參與。原因可能與部分儲能AGC尚未閉環、響應速度過快造成系統擾動增加了調度難度、各電源品種參與輔助服務容量劃分不明確相關。

　　136號文發布后，國家發展改革委、國家能源局關于《電力輔助服務市場基本規則》(發改能源規〔2025〕411號)相繼出臺，山東省積極修訂輔助服務市場規則，278號文提到“支持儲能自主參與實時電能量市場和調頻、爬坡、備用等輔助服務市場，建立‘一體多用、分時復用’的交易模式”。一系列政策落地后，將徹底重構儲能收益模型，推動行業從依賴容量租賃轉向多元化價值變現。目前山東市場上調頻中標價格多為12元/MW*min-1，全網調頻需求量約120MW/min,參與調頻機組約20臺，即平均每臺機組中標容量約6MW/min。假設儲能可參與調頻市場，調頻容量在火電和儲能間分配，以100兆瓦/200兆瓦時獨立儲項目為例，一年中現貨峰谷價差不滿足電能量市場套利天數約60天，此時參與調頻市場，假設全天中標容量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、責任公平承擔、區分存量增量、政策統籌協調的要求”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，而是通過制度設計讓每個主體在系統轉型中找到可持續的價值坐標。比如輔助服務市場按照功能付費，而非給電源劃定角色，讓儲能、虛擬電廠、燃氣機組等具備較強調節能力的市場主體發揮作用，構建靈活性強的電力系統;比如未來推動核電機組、燃氣機組、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模平穩，平衡歷史項目與新機制。

　　綜上，新能源全電量入市的政策，短期內會造成儲能行業震蕩，尤其獨立儲能投資趨于理性，但長期來看，利好儲能行業，尤其是構網型儲能、新能源配建儲能、綠電直連項目配建儲能等，此次改革作為轉折點即將推動儲能從發展期走向成熟期。