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2022年8月，山东省发改委、能源局、能监办印发了《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》，其中明确提出示范项目作为独立储能可参与电力现货市场；对示范项目参与电力现货市场给予容量补偿；鼓励示范项目发挥技术优势参与辅助服务；示范项目容量可在全省范围内租赁使用。这4项规定明确了独立储能在山东省电力市场盈利的4种模式，分别是容量补偿、容量租赁、现货市场交易和辅助服务。

1.容量补偿

2022年6月，山东能源监管办、山东省发展改革委、山东省能源局印发《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知(征求意见稿)》，提出储能电站日发电可用容量=(储能电站核定充电容量/2)×K/24，K为储能电站日可用等效小时数，初期电化学储能电站日可用等效小时数暂定为 2 小时。

2022年3月，山东省发展改革委印发《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》，提出在容量市场运行前，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，电价标准暂定为每千瓦0.0991元(含税)。补偿机组范围、补偿费用收取(支付)方式等根据《山东省电力现货市场交易规则(试行)》等规定执行。山东省自2023年起开始按照不同季节及时段实行分时峰谷系数对用户侧容量电费进行收取：谷段系数0.3，深谷段系数0.1；峰段系数1.7，尖峰段系数2.0。

2.容量租赁

山东省能源局2022年8月印发了《山东省风电、光伏发电项目并网保障指导意见（试行）》，将风电、光伏发电项目分为保障性项目、市场化项目和就地消纳项目。其中属于保障性项目的户用光伏、工商业分布式光伏项目直接保障并网，2023年底前并网的海上风电项目免于配建或租赁储能设施。此外就地消纳项目不增加电网调峰压力。市场化项目是指在自愿的前提下配置储能获得并网规模的陆上风电、陆上集中式光伏项目，这也将是未来储能容量租赁市场的主力。但受政策影响，山东省2022年第三季度前无新增陆上风电、光伏项目，储能租赁市场尚不够活跃。

随着山东省陆上风电和光伏项目的逐步放开，新增集中式新能源项目可能会带动储能电站租赁市场趋热，山东省容量租赁价格指导价格约为330元/kW·年，据市场调研情况，储能容量实际租赁价格在150-300元/kW·年，储能容量租赁市场受新能源装机量影响较大，未来租赁价格可能会出现波动。

3. 现货市场交易

独立储能参与现货市场交易，在电价低谷、平时充电，尖峰、高峰时放电从而赚取电价差。《山东省电力现货市场交易规则(试行)》指出，综合市场交易价格由容量补偿费用、市场形成的电量价格构成，所以充电成本中还需考虑分时段容量补偿费用。

4. 辅助服务

目前山东省独立储能可以参与调频辅助服务。根据山东省电力市场日前出清规则，独立储能项目可参与调频辅助市场，提供调频辅助服务的独立储能设施不参与电能量市场出清，即目前山东独立储能项目只能参与AGC或现货市场之一。据《电化学储能在不同应用场景下的经济性分析》，AGC单位收益不及现货交易套利，因此现阶段暂不考虑参与调频辅助服务。

另一方面，山东省也在积极推动储能电站参与辅助服务，例如山东省能监办8月8日发布关于征求《山东电力爬坡辅助服务市场交易规则(征求意见稿)》意见的通知，文件提出现阶段，爬坡辅助服务的供应商包括山东省级电力调度机构直接调度的并网公用发电机组、独立储能和独立辅助服务提供者。随着电力市场不断建设完善，未来储能电站将迎来越来越多参与辅助服务市场的机会。

（图片来源网络与项目无关）

根据研究需要，我们选取数字能源云平台中一个储能项目作为案例分析如下：项目位于山东烟台，装机规模为100MW/200MWh集中式光伏项目，建设期为6个月，运营期为20年，第10年更换电池1此项目静态投资为31262.08 万元，建设期利息为514.08万元，资本金占动态投资的30%，流动资金借款利率为3.85%，综合运维费标准按0.01元/w，年衰减率为3%，外线损耗比例为0%，储能年充放电次数为360次，放电深度为90%，系统效率为85%，充电价格为0.385元/kWh，售电价格为0.725元/kWh，共享储能容量为200MWh，储能租赁价格为12.5元/kWh·月。

经数字能源云平台测算结果为：全投资收益率税后为6.32%，资本金内部收益率税后为8.68%，资本金投资回收期税后为14.64年，单位千瓦静态投资为1563.1元/kW，单位千瓦动态投资为1588.81元/kW，参考行业标准该项目财务评价可行。

盈亏平衡分析图

单因素敏感性分析图

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