深度 | 万字拆解山东储能市场

从能源大省到“新能源大省”，披坚执锐的山东省将储能“国内首个”的名头拿到手软。当专家学者、领军企业每每将目光投向山东，储能行业究竟在关心什么？

文/叶均

当我们坐下来探讨储能行业行至今日的历史脉络及未来前景，各省市的储能发展进程是绕不开的话题。

而山东省，则往往在诸多储能大省中间扮演着“出头鸟”的角色。

图表：2023年全国新型储能装机占比（截至9月）

来源：2023中国（山东）储能高质量发展大会

截至2023年9月底，山东省在运储能733万千瓦，其中抽水蓄能400万千瓦；新型储能333万千瓦，装机规模率先突破300万千瓦。这也是山东省继2022年底在运规模达到155万千瓦后，第二年保持全国第一。

山东省能够在全国的储能大军之中脱颖而出，足称得上是“奇又不奇”。

“奇”处在于，纵观储能行业的发展历程，山东储能发展屡出“奇策”。从全国首个独立储能参与电力现货市场支持政策，再到国内首个长时储能专项支持、国内首个配建储能转为独立储能支持政策，几乎每次都走在了行业的前列。

“不奇”之处则在于，从传统能源大省到新能源大省，作为北方经济第一强省的山东，对于储能产业有着海量的刚需，成为全国储能市场一大爆点也在情理之中。

由是，作为山东储能发展初露峥嵘的见证者，我们不妨从山东省储能项目、产业结构、政策规划及市场化机制等侧面出发，聊聊山东储能到底为什么“行”？这对参与山东储能市场的企业而言，又意味着什么？

新能源大省

山东省素以工业产业结构之完备而著称，是全国唯一一个拥有41个工业大类的省份，有207个工业中类中的197个，666个工业小类中的603个。

同时，作为全国重工业执牛耳的经济大省，山东一度因“两个70%”被称作体量够大却转型困难的“大象经济”，即传统产业占工业总量的70%，重化工业占传统产业的70%。

强盛的工业也带来了巨量的能源需求，2022年GDP较广东省差出一个上海的山东，全社会用电量却达到7559亿千瓦时，仅次于广东省（7870亿千瓦时），多年位居全国第二。

图表：2021-2022年 全社会用电量前十省份

来源：国家统计局、中电联数据

作为能源消耗大省的山东，亦是国内首屈一指的能源生产大省。在2020年被内蒙古以4.5亿千瓦时微弱优势反超以前，山东曾雄霸“中国电力第一大省”数十载。

但从能源结构来看，尽管近年来可再生能源装机取得爆发式增长，山东偏煤的能源特征依旧突出。

山东省常年作为全国第一火电大省，在过去几十年的火力发电量甚至比国内煤炭储量最多的内蒙古还要高得许多。

图表：近十年 山东及内蒙古火力发电量变化情况

来源：国家统计局、华经产业研究院

高度依赖重化工等高耗能产业的经济结构，严重偏煤的能源体系，在全国“双碳目标”的大背景下，节能降耗于山东而言已是极难卸掉的重担。

然而今日的山东，在能源大省的另一面还有一重身份——全国第一电力缺口第一大省。

2022年，山东的电力缺口从2021年1172.7亿千瓦时扩大到1836.4亿千瓦时，增幅超过50%。

图表：2022年 十大典型省份发电量与用电量差值

来源：国家统计局、中电联数据

今年上半年，山东用电缺口达到950.20亿千瓦时，同样高居全国第一。

既要保障充足的电力供应，又要完成能源结构的优化转型，这使得山东能源的“大象转身”变得尤为困难。

为了实现从“能源大省”到“新能源大省”的跨越，山东省近两年在新能源建设方面可谓是下足了功夫。

图表：2022年 山东省发电装机及分类型总体情况

来源：山东电力交易中心

截至2023年6月，山东省新能源和可再生能源发电装机达到8382万千瓦，达到2020年底的1.7倍，占电力总装机的41.8%。

其中，山东省光伏累计并网容量名列全国第一，达到4946.8万千瓦，是2020年底的2.2倍，远超第二、第三名的河北（4171.5万千瓦）和河南（3092.3万千瓦）；风电装机达到2421万千瓦，生物质装机达到417.3万千瓦，抽水蓄能装机达到340万千瓦，规模均稳居全国前列。

最新数据显示，2023年山东全省新能源和可再生能源发电装机突破9100万千瓦，发电量超过1500亿千瓦时，装机和电量较2020年实现“两个基本翻番”。

伴随新能源装机的容量比例水涨船高，低抗扰的间歇性、波动性、随机性，为新型电力系统建设带来了很大的隐患，加之外电入鲁的巨大压力，都为储能产业创造了广阔的发展空间。

国网首席专家孙树敏就曾表示，山东新能源装机发展速度非常之快，但抽水蓄能还远远达不到需求的数量，电化学储能反而有机会迅速发展，让山东得以一跃成为新型储能大省。

图表：山东省2025年新型储能建设规划

来源：《山东省新型储能工程发展行动方案》

去年12月份，山东省能源局曾制定2025年新型储能达到500万千瓦左右的目标。然而根据今年印发的《山东省扩大内需三年行动计划（2023-2025年）》，这一数字已被提高到600万千瓦左右，并提出开展“百万千瓦”行动计划，力争每年新开工项目100万千瓦以上、新增规模100万干瓦左右。

此外，山东完备的工业产业结构，对于储能多场景应用是极为可观的市场基本盘。

一方面，丰富的工业类型、集中的高耗能企业，为工商业储能创造了一片热土。

对于高耗能企业而言，电价是生产成本的“大头”。要知道，在山东可是有着以“自备电厂之王”而闻名于江湖的魏桥集团。总装机容量超过1000万千瓦的燃煤自备电厂，曾是魏桥商业帝国赖以生存并发展壮大的基石。

近年来，随着自备电厂绿电替代持续推进，各个能源消耗大户也相继投建光伏等可再生能源项目。而工商业储能作为在电价上涨、地区限电风险日盛的大环境下，稳定生产及降低经营成本的新思路，在山东有着不小的发展空间。

另一方面，山东作为全国重卡保有量最高的省份，未来也将有可能成为新能源重卡市场增量最大的省份。

图表：2021年 全国各省份民用重型载货汽车拥有量

来源：国家统计局

宁德时代便已然看中了山东电动重卡市场的发展潜质。去年12月，宁德时代在济宁的首座重卡换电站项目与近140亿元投资的新能源电池产业基地开工；今年9月，又分别与山东高速集团、山东省港口集团两大国企签约，围绕重卡换电、电动船舶、绿电制造等新能源领域展开合作。

从“能源大省”到“新能源大省”，山东省也已然推开了“储能大省”的门扉。

储能先行者

山东储能发展的空间很大，规模也属实不小。

从2007年8月山东省首座大型抽水蓄能电站“泰安一期抽蓄电站”投运，到2020年6月省内首个新能源配建储能电站“明德朝晖光伏电站配套储能项目”投产。

截至今年9月，抽水蓄能突破400万千瓦规模的山东省，新型储能装机规模也已达到333万千瓦，第二年位居全国第一。

而据山东省去年12月份发布的《山东省新型储能工程发展行动方案》，规划到2023年底，全省新型储能规模达到200万千瓦以上。

这就意味着，山东省不仅只用半年时间便完成了全年增长目标，且于第三季度末已超额完成130万千瓦以上。

储能规模化建设也使得山东电力系统调节能力得到大幅提升。2022年全年累计减少弃风弃光电量3.6亿千瓦时，可满足68万户居民家庭1个月用电需求。

根据山东省此前提出到2030年，新型储能设施规模达到1000万千瓦的规划目标。就已批复新型储能示范项目加之原有装机规模来看，若能全部如期建成，其总量也已经足以支撑山东千万千瓦级新型储能规模的宏愿。

图表：山东省储能示范项目（不完全统计）

来源：2023中国（山东）储能高质量发展大会

其中，仅7月份发布的2023年度新型储能入库项目（第一批）纳入的53个储能项目，总规模就达到6.95GW。而截至去年年底，全国已投运新型储能项目规模也不过8.7GW，山东储能的规模地位可见一斑。

从上半年数据来看，山东省作为新型储能累计装机规模排名第一的省份，以2.94GW/5.9GWh的累计装机规模，仅与湖南累计装机2.64GW/5.27GWh的规模相近，而远超排在后面三位的宁夏（1.97GW/3.91GWh）、内蒙古（1.65GW/3.29GWh）与新疆（1.22GW/3.13GWh）。

图表：各省新型储能累计装机规模前五名

来源：Wind、韦伯咨询

就三年内接连从450万千瓦变更至500万千瓦，后又提高到600万千瓦的2025年山东储能建设规划来看，“一带、两城、三区、N基地”的发展格局如今已非常明朗。

图表：山东省储能发展布局图

来源：《山东省新型储能工程发展行动方案》

“一带”即“储能+海上新能源”应用带。在沿海地区开展以“储能+海上光伏/海上风电”、制氢储氢、海岛源网荷储清洁供电为重点的多元化应用试点，探索实施“核电+储能”等新应用场景。

“两城”指济南、青岛作为储能应用示范城市。发挥储能应急备用技术优势，并推广移动储能以提升电网保障能力。以“冷热双蓄+火电”为重点，试点城市区域传统电源向综合能源供应站转变。

“三区”则是在鲁北、鲁中、鲁西南构建储能重点区域。在鲁北地区，加快储能技术规模化应用，打造吉瓦级新型储能大基地；在鲁中地区，利用泰安丰富的盐穴资源，聚焦压缩空气大型储能电站建设；在鲁西南地区，则重点开展多场景储能应用，围绕多能互补项目建设，重点发展分布式储能模式。

与此同时，聚焦储能产业链关键环节，山东还在加快培育一批上下协同、各具特色的配套产业基地。在枣庄、东营、泰安、威海、滨州等地重点发展原材料生产；在青岛、济宁、潍坊等市集中开展设备制造；在济南、烟台等市加快布局储能集成产业；在相关服务环节，则重点打造淄博齐鲁储能谷。

图表：山东省储能产业链部分企业布局

来源：2023中国（山东）储能高质量发展大会

就新型储能产业布局来看，背靠雄厚的基础设施和强力的政策支持，山东省新型储能产业链条相对较为完备，仅本土就催生了大量储能相关企业，也有如昆宇电源、电工时代、胜华新材、精工电子、丰元锂能、瑞福锂业等一批优质企业。

以行业知名度较高的昆宇电源、电工时代为例。

前者的前身光宇国际，在世纪初就曾与比亚迪、力神齐名，是国内仅有的三家锂电池研发生产企业之一。尽管至今成立仅三年多，昆宇电源却已快速成长为储能细分领域龙头，2022年通信储能产品出货量名列全球第一，并于去年连续完成共计数亿元的四轮融资。

后者则为实打实的“国网系”储能新秀，由山东电工电气集团有限公司联合宁德时代、索英电气合资成立。作为国内最大的储能系统集成商和系统服务商之一，集储能项目的建设运维、储能系统产品的研发生产于一体，公司储能业绩累计已突破7GWh。

然而值得遗憾的是，尽管央企、国企、民营企业扎堆涌入山东市场。但在山东省诸多新型储能相关企业当中，却始终没有一家本土企业能够发挥如宁德时代之于宁德、天合光能之于常州这样级别的带动作用。

山东省的新型储能产业规模毋庸置疑，但如何把产值留在山东，不重蹈光伏发展的覆辙，也是该省最需思考的问题之一。

在山东储能产业发展的总体版图当中，转型“北方锂电之都”的枣庄市和期望打造“千万千瓦级储能之都”的泰安市，尤为值得关注。

枣庄市曾为“因煤而建、因煤而兴”的典型“黑色城市”，传统资源型产业产值占规上工业增加值的比重超过65%。2009年，枣庄被国务院确定为东部唯一的资源枯竭型城市，让枣庄市一度从全省前列滑落到倒数第一。

图表：枣庄市锂电产业链上下游企业

来源：公开信息整理

在新能源产业的发展道路上，枣庄选择将打造“中国北方锂电之都”作为目标，全链条覆盖成为枣庄锂电产业发展的最大优势和特色。该市现已形成从锂矿开采加工，到正负极材料、电芯及PACK制造、拆解回收等较为完整的全产业链条。

目前枣庄市锂电企业已发展到117家、产品种类达300余个，形成了正极材料15万吨、负极材料4万吨、电解液13万吨、隔膜16亿平方米、电芯27.6GWh、拆解回收0.4万吨的完备产能。

自2021年以来，枣庄市锂电产业营业收入年均增速达到121%。并提出力争到2025年产值达到800亿元，2030年达到1500亿元，2035年达到3000亿元。

而泰安则作为目前在建在运抽水蓄能电站规模、新型储能规模、储能装备制造企业数量均居全省第一的城市，计划到2025年全市储能装机规模达到400万千瓦，2030年达到1000万千瓦，建成千万千瓦级“储能之都”。

当然，这样的定位也并非空谈。

一方面，泰安抽水蓄能一期项目本就是山东省首座大型抽蓄电站，已投规模100万千瓦。二期180万千瓦电站，预期将于2027年首台并网，三期45万千瓦及良庄100万千瓦电站正纳入国家抽水蓄能中长期规划。

另一方面，泰安地区具有广袤的盐穴资源优势，凭借得天独厚的地理条件，以一市自成“一区”（鲁中压缩空气储能示范区），为压缩空气储能提供了广阔的发展空间。

目前已投运国内首台套1万千瓦盐穴储能示范项目，国内规模最大的中储国能30万千瓦压缩空气储能项目将于2024年5月正式并网发电，中电建2×30万千瓦、中能建35万千瓦项目也规划在12月28日开工。

“山东泰安地区盐矿埋深900-1100米，适合开展压缩空气储能，已经形成了1500万方的盐穴地下空间，且每年都有700万吨固体盐的开采能力，能够支持现阶段300兆瓦大规模压缩空气储能及未来的大规模部署。”中国工程院院士、岩土力学专家杨春和在去年的一次讲话中就曾表示，从地质角度看，泰安有潜力成为山东省的储能中心。

而在电化学储能层面，泰安当前锂电相关企业近30家，产值规模突破100亿元，也已基本形成“锂精矿加工—基础锂盐—电池材料—电池组件组装—废旧电池回收利用”的全生命周期产业链。

其实，说起山东储能产业发展快，也实在已不是什么秘密。但在“山东速度”、“山东经验”背后的原因又当如何理解？

创新试验田

在发展的迫切需要与自身优异的资源禀赋、地理条件等因素之外，始终“快人一步”的政策创新与咬定市场化的模式探索，是山东储能的高速发展之道。

可以说，山东省为全国储能产业发展贡献了一片绝无仅有的“创新试验田”。

图表：山东省部分储能发展相关政策汇总

来源：公开信息整理

商业模式薄弱、经济效益低下，是制约新型储能产业发展的核心要素。而山东正是全国较早主推独立储能的省份，在政策上也极为注重储能市场化及商业模式的开拓。

图表：山东省储能市场化发展进程

来源：公开信息整理

2021年4月，山东省出台国内首个独立储能参与电力中长期市场支持政策。题为《关于开展储能示范应用的实施意见》的鲁发改能源（2021）254号文，建立起山东储能在电力中长期市场下的盈利模式，也为后来的宁夏、湖南等省份提供了参考。

2022年2月，国电投海阳储能电站、华电滕州储能电站、三峡庆云储能电站3座独立储能电站在山东电力交易平台完成市场注册，作为山东省第一批独立储能示范电站进入电力现货市场运行。

同年8月，山东省作为国内首批电力现货市场建设试点，率先建立独立储能在现货市场下的运行机制，出台国内首个独立储能参与电力现货市场支持政策。

《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》从新型储能市场化、规模化、规范化三个方面提出12条措施，明确了“容量租赁”、“电量交易”、“容量补偿”、“辅助服务”等4条盈利渠道，并在国内最先建立容量补偿电价机制。

图表：现货市场峰谷价差收益均价走势

来源：公开信息整理

目前，已有山东、山西、甘肃、青海、广东等多个省份明确独立储能参与现货市场规则，作为较早允许独立储能参与现货市场的省份，山东省的政策创新起到了极为重要的助推作用。

在参与电力现货市场以外，储能电站参与辅助服务也是山东省着力推动的一大方向。

今年8月，山东省就发布了《山东电力爬坡辅助服务市场交易规则(征求意见稿)》，为未来储能电站多种收益方式并举，并更多参与辅助服务市场提供积极引导。

如果说，将独立储能推向电力市场颇显山东储能政策的首创精神。那么，2023年8月发布的国内首个配建储能转为独立储能支持政策，就只能堪称“大胆”。

在《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》文件开篇就开宗明义讲清了政策制定目的：为拓宽配建储能盈利渠道，鼓励其积极参与电力市场，更好地发挥电力系统调节作用。

山东能源局表示，与独立储能相比，配建储能未进入电力市场，缺乏盈利模式，无法享受电力市场红利，参与电网调峰的积极性、主动性不高。今年上半年，独立储能可基本实现每天一充一放，利用小时数达533小时，而配建储能利用小时数为192小时、仅为独立储能的1/3，利用小时数不高。

图表：日前市场披露数据分析

来源：公开信息整理

为新能源配建储能补全成本回收机制及获取经济效益开拓新路，意义自不必赘言，该政策一经推出便引发储能全行业的激烈讨论与密切关注，未来也有可能成为撬动更多地方配建储能转向独立储能的一根重要杠杆。

在储能发展支持与促进政策方面，山东省也有不少独树一帜的“发明创造”。

2022年8月，山东省印发《风电、光伏发电项目并网保障实施办法（试行）》，将储能容量配置比例作为风光项目并网的最优先条件，并按照配建储能比例排序依次保障并网，首创“新能源+新型储能”协同发展机制。

在长时储能领域，今年以来国家及各地方陆续发布相关政策加大支持力度，但多为引导性支持政策。

7月份，山东率先出台全国首个长时储能专项支持政策《关于支持长时储能试点应用的若干措施》，提出优先列入新型储能项目库、强化科技创新支持、细化输配电价政策等支持措施，加大容量补偿力度、提升容量租赁比例，并支持参与电力现货市场。

在山东省各主要地市，储能发展支持政策亦层出不穷，配套制度相对完善。

如在以锂电产业为核心的枣庄市，便诞生了全国首部锂电产业专项法规《枣庄市锂电产业发展促进条例》，已于今年10月1日起施行。

单就山东储能政策收益来看，当前储能电站主要经济效益来源于三大块：

首先，是储能电站的容量租赁，新能源配储可以通过租赁容量来完成相应的上网指标。

独立储能容量租赁市场设置在电力现货市场之外，容量租赁收入是独立储能电站收益的重要组成部分。

图表：容量租赁相关政策

来源：公开信息整理

山东省的独立储能容量租赁费用采取市场竞价方式，制定最高限价及最低保底价，容量租赁指导价格约为330元/kW·年。

但在实际运行当中，一般价格在200-300/kW·年区间，且收入水平持续受到市场供需的影响。此前有数据显示，省内独立储能电站容量出租率仅为20%左右。

其次，是发电容量补偿收入，容量补偿曾为独立储能运营效益最为可观的一支。依据山东此前政策规定，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准则暂定为每度电0.0991元。

而根据12月25日最新发布的《关于贯彻发改价格〔2023〕1501号文件完善我省容量电价机制有关事项的通知》。山东省对2024年容量电价机制进行调整，将现行市场化容量补偿电价用户侧收取标准由每千瓦时0.0991元暂调整为0.0705元，自2024年1月1日起执行。

考虑到实际运行收益分析，我们仍暂以2023年实行分时电价区间及容量补偿电价标准作为参考。

图表：容量补偿相关政策

来源：公开信息整理

山东省独立储能当前的容量补偿费用，目前执行2/24，也即电化学储能电站发挥可用等效小时数（暂定为2小时）的作用，每24小时则可算作1/12。列入省级示范项目，则可以在此基础之上再乘以2。

图表：各季节分时段用电容量补偿费用

来源：公开信息整理

今年，山东省新出台《关于发布2023年容量补偿分时峰谷系数执行时段的公告》，采取基于峰荷责任法的容量补偿电价政策，重新划定峰谷时段、调整峰谷电价系数和容量补偿系数，将峰谷价差纳入到用电容量补偿费用，使新的峰谷时段更加贴合新型电力系统负荷曲线，对储能而言是一项利好。

对储能而言，充电基本都在谷时段，容量电价至少是0.0991元/kWh的30%，深谷时段则要乘以10%，充电价格大打折扣。而在用电高峰时段，储能电站一般都不会充电，放电在峰及尖峰时段，容量补偿电价可为0.0991元/kWh的170%及200%。

图表：各季节分时段电价浮动情况

来源：公开信息整理

再次，就是储能参与电力现货市场，通过低谷时充电、高峰时放电，赚取峰谷差价。

收益计算公式可列为：峰谷价差收入=（放电现货电价-分摊-考核）×放电电量-（充电现货电价+容量补偿电价+线损费用+系统运行费用）×充电电量-（政府基金+输配电价）×（放电电量-充电电量）

图表：山东现货价差潜在盈利空间

来源：兰木达电力现货（Lambda）

据兰木达电力现货（Lambda）基于山东省2022年1月至2023年8月的日前现货价格进行的测算，以100MW/200MWh的储能电站为具体分析对象，设定充放电效率为85%，并考虑分时段容量补偿费用。

测算结果显示，若2022年充电时也收取分时段容量补偿费用的情况下，山东省独立储能全年最大可盈利空间在2782万元左右，而真实的价差盈利仅在上述理想情况的50%以下。

当然，除了这三大块主要收益来源以外，还有电力爬坡辅助服务市场等其他盈利模式，但目前在实际运行当中收益还未得到充分显现。

就理论运营效益分析，以山东省第一批三家独立储能电站示范项目之一的华电滕州储能项目为例。

据公开信息整理，项目容量101MW/202MWh的华电滕州储能项目投资达4.3亿元，寿命在8000次或10年，单次连续充放效率85.8%，全年整站综合效率80%-81%，设计平均充放策略500次/年（250天）。

就三大块主要收益情况来看，容量租赁收入按电站功率租赁给新能源场站每年280元/kW获得收益，容量成本回收机制下按充放时间在720万元/年，初步按照原电价机制下价差核算，现货收益约2200万元/年，则合计收益在5720万元/年，静态总投资成本回收周期在7.5年。

效益与反思

截至2023年6月，山东省新型储能项目共计82座，总容量2830.35MW。其中，独立储能电站22座，容量1975.6MW，能量4037.2MWh，占比全省新型储能装机近70%。

目前，已有16座独立储能电站进入山东电力现货市场。华电滕州、国电投海阳、三峡庆云作为全国第一批进入电力现货市场的独立储能电站，至今也已运行了一年多的时间。

政策预期再好，理论账算得再妙，储能到底挣不挣钱，也还是要落实到实际运行当中。

基于公开披露的收益情况，我们已经可以大致基于这三家独立储能电站，基本观察山东独立储能的效益究竟表现如何，在此我们仅列举国电投海阳储能电站、三峡庆云储能电站两家作为样本。

图表：样本项目收入构成对比

来源：公开信息整理

从收入结构上看，2022年独立储能样本收益有明显区分，到2023年基本从发电容量补偿占优转至容量租赁收入占据主要地位。

这与政策变动导致的容量补偿收入在去年6月份以后遭到锐减不无关系，业内人士表示，就当前实际收益来看，基本只在50、60万一个月，只能算是聊胜于无。”

具体政策详情在上文已做过解读，在此不做赘言，影响幅度则可如下图所示。

图表：发电容量补偿收入及政策影响

来源：公开信息整理

因而，容量租赁收入作为独立储能主要收入来源的现阶段地位是毋庸置疑的。当然，容量租赁收入并非全如想象的那般稳定。而是有规则却不平稳，受到市场的影响颇深，风险也比较大。

如现阶段碳酸锂价格的不断下探，导致自建储能电站反而比租赁更加划算，客观上就对储能容量租赁造成了很大的影响，租赁市场价格也在走低。

“容量租赁收入的‘一家独大’，难免会造成收益风险的高度集中。”相关独立储能项目负责人表示，独立储能收益的正常占比应该是3：3：3。对于独立储能电站方而言，“锁定租户”是参与容量租赁市场的首要之举，租户不能锁定，容量租赁收益也就得不到保障。

“由于容量租赁价格随行就市，不可能一次性签下几十年的合约，这对于独立储能的开发企业将是一个非常大的不确定性。”

按实际运行收益核算，国电投海阳独立储能电站静态总投资4.3亿元，电站运行方案拟定在25年设计年限内，运营期第9年、第17年更换电池，财务内部收益率（税后）7.46%，项目资本金财务内部收益率10.71%，投资回收期（税后）在10.29年。

按照8%的资本金收益率倒算，年收入需要达到5500万元，但根据项目方2023年运行情况估计，全年收入预计4640万元，尚不足以覆盖成本。

图表：样本独立储能电站运行情况

来源：公开信息整理

另一设计充放500次/年的独立储能示范项目，则披露在2022年7月至2023年6月这一年内，在电站运行中间设备状态总体良好、未经检修的情况下，共计满容量循环充放电290次。

这就意味着从数据上来看，别说是一天两充两放，连一天一充一放都做不到，可能是两天甚至是好几天才充放一次。

而就项目参与电力现货市场的峰谷价差总收益1200多万元来看，整体收益也并不很高。

当然，这并不意味着山东储能的商业模式探索就应被“一棒子打死”。我们仍要辩证看待在前阶段实际运行当中所暴露出来的问题及可行之处。

一方面，从商业模式的角度看，独立储能收入全部为市场化收入，不确定性本就比较大。探索阶段收入结构不均衡、收入类型仍然偏少等问题是独立储能参与市场交易所普遍面临的一道难关。

新政策所带来的也并非均为正面效果，如对纳入峰谷价差的容量补偿电价政策，便有项目方指出容量补偿费用的降本不足以覆盖峰谷价差降低造成的损失。

另一方面，仅就山东颇受诟病的分时电价政策来看，在大部分省份分时电价基本实现储能两充两放，福建最新政策甚至有望实现三充三放或至少“2.5次充放”的背景下，山东是国内少数仍维持一充一放策略的省份之一。

但与此同时，山东省却也是峰谷电价浮动幅度最高的省份，以峰时段上浮70%、尖峰时段上浮100%，谷时段下浮70%、深谷时段下浮90%的浮动幅度，在尖峰、深谷时段能够实现比部分两充两放地区更高的实际效益，亦合长时储能大获发展的未来预期。

此外，今年山东电力实时市场出现的连续负电价情况，虽未对用户侧产生深刻影响，但也为储能行业留足了上升的想象空间。

伴随新变化的出现，山东省在政策层面也在持续做出新的调整。

就最新分时电价综合调整情况来看，山东省全年共增加62小时深谷时段及184小时尖峰时段。

图表：山东省最新分时电价政策变动情况

来源：公开信息整理

而在十一月中旬，山东省能源局发布《支持新型储能健康有序发展若干项政策措施》，特别提到，新型储能作为独立市场主体参与市场交易，将执行基于市场化模式下的“电量电价+容量电价”两部制上网电价机制。

当然，储能发展势头迅猛，但经济效益却难得保障的局面也衍生出不少其他麻烦。

有相关统计显示，山东省2022年公示的26个第二批储能示范项目中，目前已转入商运的项目有11个，占比42.31%，已投运但未转商运项目4个，占比15.38%，申请延期项目足有10个，占比38.46%，另有一个项目状态尚不明确。

图表：山东省2022年储能示范项目当前状态

来源：能源新媒

锂价“过山车”的行业背景，尚不成熟的商业运行模式，跟进够快但调整过于频繁的相关政策，无疑会挫伤投资方入场山东储能的信心。

山东省作为过去的传统能源大省、如今的新能源大省、新兴的储能大省，对储能发展有着极为迫切的强烈需求，这是山东储能为什么“行”且一定得“行”的根基。

而无论从“先人一步”的政策引导，还是咬定市场化的发展决心，山东省都担得起“先行者”的身份，也已然在独立储能商业模式探索上开出许多新路。

尽管在容量租赁、价差收益、容量补偿、辅助市场的四重奏下，山东储能市场化也仍在覆盖成本的努力中艰难行走。但已经在政策层面下足了功夫的山东，至少给我们一条宝贵的经验——

那就是在储能发展“摸着石头过河”的初级探索阶段，测算预估虽然美好，但该走哪条路，只有实践出真知，需“让凯撒的归凯撒，让市场的归市场”。

山东储能能不能“行”，未来还要靠市场来说话。

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