储能电站能够在新能源消纳、保供、协助火电机组调频等方面灵活帮助电力系统趋于安全稳定，已经成为山东、山西在能源转型过程中的一根“救命稻草”和一个全新机遇。
随着新能源并网装机规模扩大，与之配套的储能将迎来爆发增长。
地方政府纷纷出台储能支持政策，资本市场也迎来火热行情。
据不完全统计，2022年超20家A股公司跨界进入储能赛道，跨界选手涵盖教育、互联网、家电、食品等行业，切入方式包括新设子公司、收购储能公司等。
在资本和政策加持下，2023年储能行业将迎来黄金发展期和爆发期。
在地方政府对储能发展的支持政策中，山东和山西是两个非常值得关注的省份。
两省虽然只相隔一个太行山，但发展模式不尽相同，山东成为重工业大省，山西则是煤炭大省，但两者同样为能源转型所困扰。
山东以8.06亿吨位居全国二氧化碳排放总量之首，电热气水生产等六大高耗能行业的二氧化碳排放占比为83%。
山西的碳排放强度（即单位GDP所排放的二氧化碳量）在全国各省市中处于前列，为3.1万吨/亿元。
因此，发展可再生能源成为山东和山西的长期重要战略之一。
据前瞻产业研究院《中国光伏发电产业市场前瞻与投资战略规划分析报告》显示，截至2021年，山东省光伏累计装机容量为3343万千瓦，稳居全国第一，是我国首个光伏发电装机容量突破3000万千瓦的地区。从风电装机来看，截至2021年底，山东省风电装机达到1942.4万千瓦，同比增长8.2%，居全国前三。
同样的，目前山西新能源发电产业总装机容量约3500万千瓦，也位居全国前列，预计“十四五”末装机容量达到8000万千瓦，占山西总装机容量的约50%。
随着可再生能源装机量的增加，电力公司系统的波动性和不确定性问题日益严重，电力系统急需大量的灵活性资源及安全稳定措施。
因此，能够在新能源消纳、保供、协助火电机组调频等方面有一定帮助的储能电站成为解决上述问题的有效措施，也成为山东、山西在能源转型过程中的一根“救命稻草”和一个全新机遇。
两省从对储能的政策、机制、经济性、项目实施等方面均做了不少探究，引领全国储能产业发展，特别是最近出台的支持储能发展的政策，走在全国前面。山东是全国首个开展独立储能参与现货市场实践的省份，山西则是全国首个为一次调频付费的省份。
两省对储能发展有什么创新？我们来一探究竟。
1．山东：全国首个实际开展独立储能参与现货市场实践的省份
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。
2023年，山东还明确了储能在新型电力系统中的刚需属性。
实际上，从2020年开始，山东就在全国较早的推行新能源配储，并开始构建以峰谷分时电价为主的储能市场。这得益于山东拥有完善的电网架构，具备承受多个储能电站快速充放电的条件，除此之外，山东标杆电价达到约0.4 元/度，而西北省区标杆电价仅为0.3 元/度，电价高给储能带来较好的经济性。
仅2021年到2022年的两年时间里，山东就推出十多条储能相关政策。
在建立电力现货市场之前，政策规定储能在调峰市场优先出清、鼓励将分散的新能源配储项目集中建设，并率先提出租用的共享储能模式。
在2022年初现货市场正式运营后，储能在山东的发展走向市场化进程。政策引导建立现货市场下的储能盈利机制，明确独立储能可自主参与调频辅助服务或以自调度模式参与电能量市场、明确储能电站参与市场交易的用电量不承担输配电价和政府基金等。
在政策催化下，山东的新型储能主要有两种应用场景，分别为独立储能和火储联合调频。这两种应用场景的盈利模式也不相同，但独立储能应用更为广泛。
独立储能电站是可以将储能系统容量租赁给风电、光伏企业，风光企业获得上网指标，储能企业仍具有储能系统的自主运营权和收益权。
在山东，独立储能的主要收益来源有容量租赁、现货市场价差套利和容量电价补偿。
1/容量租赁——被新能源企业租赁，获得容量租赁费
山东省的独立储能容量租赁费采用市场竞价方式，制定最高限价及最低保底价，通常的成交价格在330元/kW左右。目前山东省独立储能电站容量出租率为20%左右，后期将淘汰低质量储能电站，出租率将逐步提升。
据CNESA估计，如果能够将全部容量租赁，100MW/200MW·h独立储能电站每年的容量租赁收益可达3300万元。
2/现货交易收益——以独立主体身份参与现货交易，通过充放电，获得电价差收入
5MW以上独立储能可参与现货市场进行峰谷价差套利。因此，为了提升储能的经济性，山东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，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。山东能源监管办公布的数据也证实这一点。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。
另外，在2022年5月和7月，国家层面和山东省级层面分别出台《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》和《关于新型储能参与电力市场有关价格政策的函》，明确了新型储能可以作为独立储能参与电力市场，并且自2022年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。这项规定的出台，能够降低储能电站充电成本，进一步扩大山东独立储能参与现货市场的收益。
据CNESA测算，山东省输配电价为0.1717元/(kW·h)(单一制)， 政府性基金及附加为0.0271元/(kW·h)。按充电电价0.1元/(kW·h)、放电电价0.5元/(kW·h)、容量电费0.02元/(kW·h)、充放电效率85%、每年360次充放电计算，100MW/200MW·h独立储能电站每年现货市场收益为2196万元。
3/容量电费——在现货市场，以发电身份为系统提供可用容量，收取容量费用或补偿
容量电费的设计，目的在于合理补偿机组的固定成本。山东省内煤电装机超过六成，因此，需要补偿煤机让渡电量后的经济损失。
在第一批独立储能示范项目进入现货市场交易后，在现货市场价差较小、容量租赁成效不理想的情况下，容量电价补偿成为独立储能电站的主要收入来源。
山东2020年4月正式确定电力现货市场容量补偿电价0.0991元/千瓦时，标志着容量电价进入常态化，而到2022年底发布最新容量补偿分时峰谷系数出炉，首次出现“深谷”概念。
据华东工作室分析，这意味着现货市场的价格发挥了信号作用，容量电价收取方式进入到了基于峰荷责任法定价的新阶段。
进入电力现货市场后，储能放电时，与火电机组一样享受容量补贴，而在充电时，则与用户一样支付容量电费。
根据业内人士测算，一台100MW/200MW的独立储能电站，假设年充放次数500次，一年容量补偿收入约3000万元。
据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。
在政策层面支持下，储能将在山东呈爆发式发展。
据华东工作室统计，2022年底，山东新型储能装机规模已达140万千瓦，其中85万千瓦装机都集中在去年一年投运。按照《山东省新型储能工程发展行动方案》规划的3年内500万千瓦的新型储能装机目标计算，未来3年，还要继续投运360万千瓦装机，年均120万，比2022年更猛。
2．山西：全国首个为一次调频付费的省份
对比山东，山西储能应用起步更早，从火储联合调频项目到2018年提出独立储能示范电站的概念，一直处于中国储能应用领先位置。
虽然起步更早，但在2022年一整年，与山东独立储能电站爆发式的发展相比，山西的独立储能电站发展相对更迟缓。
一方面规划了大量超大规模的储能项目引人侧目，另一方面项目在进入招标或EPC阶段后，又推进缓慢，鲜有投运项目出现。
不过，在这过程中，山西也对独立储能的盈利模式有了新的探索。
例如，2022年6月，山西能源监管办印发《山西独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施细则（试行）》，鼓励新能源企业通过双边协商交易，向独立储能运营商购买一次调频服务，独立储能运营商与新能源企业在中长期市场的签约容量由电力调度机构根据电网运行需要调度,剩余容量可继续以独立储能身份参与电力一次调频市场日交易。这打开了储能参与一次调频收费的“窗口”。
这是在国内首次明确了独立储能电站可作为参与电力一次调频的市场交易主体，也让山西成为全国首个为一次调频付费的省份。
结合山西省电网典型月份的频率特点，储能与电力市场模拟计算了10MW/20MWh的独立储能电站参与一次调频时的收益。最理想状态下，年收入将达到1.485亿元。
2023年1月山西能监办又印发《山西独立储能电站并网运行管理实施细则（试行）》后，也许会重新点燃山西储能的激情。
《细则》创新性地采用装机容量和小时数乘积来代替传统电厂考核上网电量；明确独立储能电站仅参与考核和考核返还，不参与考核费用分摊；明确新能源配套储能、用户侧储能和其他电源侧储能等满足独立并网运行技术条件时，可自愿申请转为独立储能电站运行。
具体来说，比如各项考核标准都增加了系数0.8；一次调频死区由±0.05Hz改为±0.033Hz。
同时，在计量与结算中，月度考核电量计算公式等于各分项考核电量的累计，总考核电量由“不超过全站装机容量x60小时（超容量租赁考核除外）”调整为“不超过全站装机容量x0.8x35小时”。
而月度考核费用等于月度考核电量与山西省燃煤发电基准价的乘积，考核电量大幅下调意味着考核费用大幅减少。
以上这些新规定的出台或将更有利于储能电站的运营收益。
目前，储能参与电网调峰、电力市场、以及辅助服务市场已成趋势。“8+6”两批现货试点中，山东山西两省迅速响应储能市场化趋势，率先试行储能参与电力交易市场新规，不断创新储能收益模式，给符合标准的企业带来莫大机遇。
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