导读

2020年12月31日，国家能源局山东监管办发布了关于修订《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）（2020年修订版）》的通知。近年来山东电网调峰形势进一步严峻，煤电机组日内启停机调峰、特殊时期弃风弃光趋于常态化，亟需增加调峰资源和丰富调峰手段，提升电网调节能力。基于此，山东目前已经把发展储能作为全省能源改革发展重点工作之一。

一 、辅助服务市场规则
此次电力辅助市场规则调整，主体增加了储能设施，增加了储能设施有偿调峰交易和储能设施有偿调峰补偿费用计算规定及公式。
调峰辅助服务补偿费用及AGC辅助服务费用均由火电厂、风电场、光伏电站、核电厂及跨省场站共同分摊。

1、调峰市场

调峰辅助服务中的储能设施包括独立储能设施、集中式新能源场站配套储能设施等，门槛标准暂定为5MW/10MWh。
参与辅助服务的储能设施每日10时前，通过交易平台申报次日96点充放电功率曲线、交易价格等内容。调度机构按照“价格优先，容量优先，时间优先，按需调度”的原则，根据日前报价由低到高依次调用。试运行初期，储能设施有偿调峰出清价格按照0.4元/kWh执行。相比京津冀0.01-0.6元/kwh的波动价格范围，山东固定的补偿价格收益更高。

2、调频市场

电力调度机构负责根据机组或储能设施调节性试验结果确定AGC机组投入资格，并有权对调节性能不满足要求的AGC装置取消AGC投入资格，试运行初期，AGC出清价格最高上限暂按 6元/MW执行，参与AGC辅助服务的储能设施不再参与有偿调峰交易竞价。火电机组因参与调峰出力运行至 50% 及以下时，优先调用储能设施。

二、收益和风险会分析

参考其他省份储能参与调峰和调频市场情况，结合山东省此次公布的价格分析。储能在山东参与调频空间有限，主要机会是参与调峰市场。调峰补偿价格为固定的 0.4元/kwh，但根据规则调度是否调用存在巨大不确定性，且不存在市场化竞争空间，完全调度决定。因此储能收益应以传统的峰谷价差为主，是否能获得调峰收益存在风险。而且仅凭调峰收益，低于储能充放电的常规度电成本要求。

根据2020年12月公布的《关于山东电网2020-2022年输配电价和销售电价有关事项的通知》（鲁发改价格[2020]1352号），以10kv工商业电价为例：

高峰电价为0.8663元/度、低谷电价为0.3177元/度，价差为0.5771元/度，峰谷价差储能收益有限，低于江苏峰谷价差水平，但如果能被电网调度调峰，将拉高山东储能收益。

山东新版电价规则将12：00-13：00从平段电价调整为谷段电价，意味着储能设备每天有两次峰谷充放机会，有利于缩短储能设备收益期。
而且从山东2020年现货试运行结果情况看，中午光伏大发时段调峰需求明显。结合京津冀调峰市场出清时段，山东储能在午间通过峰谷价差收益外，获得调峰收益的机会很大。

三、资管和售电业务机会

根据规则，山东储能设施参与辅助服务市场，除了有5MW/10MWh的规模门槛外，还需要具备几项技术能力：

可见原来新能源场站和用户侧储能项目，仅通过固定的峰谷价差时段套利，控制和经验策略简单；而参与调峰市场控制策略复杂性大幅提升，对于缺乏技术的新能源场站可委托具备能力的资管服务商代理参与市场。

资管服务应提供系统平台接入、与电网调度数据传输、日前负荷预测、负荷分解和价格申报、根据调度指令控制储能、收益结算等一系列技术能力和服务内容。

对于传统的用户侧储能投资方和用户也是同理，应寻找具备以上能力的售电公司代理储能参与辅助调峰市场。

山东开放储能参与辅助服务的新规，为储能投资带来了新的更大的收益空间，但也大幅提升技术门槛，具备技术能力的资管服务和售电公司可以复制其他省份容量市场的成功经验，设计符合山东市场规则的储能代理调峰服务产品。