山东：储能市场应用的三种盈利模式
山东的风光发电发展迅速，目前有8500万千瓦的装机规模，预计2024年年底能达到1亿千瓦，远远超出十四五规划的目标。目前，山东的分布式光伏已经达到了4324万千瓦，10千伏以上并网的分布式只有400万千瓦左右，低压电网的分布式主要是房顶上的分布式项目。山东的分布式光伏最大出力达到3143万千瓦。春节期间，分布式光伏每天中午可能会弃电一两个小时。
截至目前，山东的储能电站有97座，容量是398万千瓦。其中，新能源项目配建的储能电站容量是108万千瓦，独立储能电站29座288万千瓦，火电荷储联合的电站有3座共10万千瓦。
储能电站实际运营情况是：2023年全年是累计充电量8.6亿度，放电量7.1亿度，2022年充电量是3.6亿度。平均等效利用小时数473小时，独立储能电站的等效利用小时数为774小时，新能源配建的储能项目利用小时数较低，仅为192小时。
山东的独立储能电站采用一次调度模式，参与电能量市场，或者是自主参与辅助服务市场。实际考虑到储能的调节特别快，如果参与调频辅助服务市场之后，基本上调频辅助市场就被储能完全用了，所以暂时没有让独立储能参与，他们在辅助服务市场只参与了电能量市场。而更新的规则正在会签过程中，将会有更明确的调频辅助服务市场规则。
山东从2020年开始建设新型储能，目前基本健全了储能的盈利模式，主要有三种：容量租赁，容量电价和峰谷套利。
以一个实际案例为例：一个运营较好的某独立储能电站，2023年全年年收益5352万元，其中容量租赁费收入2700万，容量电价收入600万，峰谷套利也就是电能量市场收入2052万，成本是5198万，净收益是154万元。
这个电站的电能量收益、容量补偿收入和租赁收益的比例，和山东独立储能电站2023年的收入结构基本一致：大约是租赁收入占比45%，容量电价收入约30%，电能量收益15%—20%。
对于配建新能源的储能设施转为独立储能电站，目前的政策是只要达到了10兆瓦，就可以转为独立储能电站入市，但是要求有独立计量，并网电压等级35千伏及以上。
在实际运行中，独立储能电站作为电能量出口时，没有对它的考核，对其他电源的考核规则是按照电量偏差积分，收取电量回收费用，而储能电站暂时没有这个考核，也就是说它想放电就随时放电，想不放就可以随时走。这导致储能电站往往集中投放，而且它充放电时间特别快，这对电网形成了一定的干扰。
新型储能电站的充放电特别快，火电作为调峰电源时是分钟级的调节，而新型储能是秒级调节的，它几秒钟内就可实现充放电切换，两个时间等级差别较大的调峰资源存在协调难题。
一个值得讨论的问题是：储能电站的建设费用在逐步在下降，一年前建的储能电站和现在的储能电站成本完全不一样，但是在租赁市场里，价格基本上一样。现在这个问题还没大量暴露，因为首批储能电站基本上都是在几大发电企业建设的，客户也是绑定的。一两年之后，可能就会有租赁企业反悔，虽然签了5年的租赁合同，但企业想反悔选择更便宜的储能电站租赁。先建的储能电站发挥了重要的历史作用，如果不从价格上给予照顾，可能就会导致储能电站建设速度放缓，政策上需要从这方面做出一些考量。宁夏是全国首个新能源综合示范区，风光资源丰富，水电、气电资源比较匮乏。
