中国储能网讯：山西，是中国储能应用起步最早的区域之一。从早期的火储联合调频项目，到2018年就提出的独立储能示范电站的概念，山西一直在中国储能应用中处于引领的地位。
但2022年一整年，山西的独立储能电站，一直观望情绪严重。
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，又推进迟缓，鲜有投运项目出现。储能与电力市场对山西市场一整年的系列分析也直观的反映了这一局面。感兴趣的读者在文末点击相关链接详细了解。
市场机制、盈利模式，看似清晰，但又似乎总是隔着一层纱，可能是开发商们最大的困惑。本文将着重分析山西独立储能电站的盈利模式，以期为即将在2023年投入山西储能电站开发建设的开发商、投资方们以借鉴。
山西储能6.3GW项目已启动
截至目前，山西省投运+规划的储能项目容量已达6.33GW，山西省能源局《“十四五”新型储能发展实施方案》提出的2025年新型储能规划容量6GW的发展目标，已然实现。6.33GW的储能项目分配如下。
火储联合调频仍就是山西储能市场唯一实际运用的项目类型。独立储能电站规划量大，但无实际投运项目，无实际项目经验可借鉴。
2023年，谁会是第一个吃螃蟹的人？
独立储能
瞄准现货市场及辅助服务市场
山西省运营有独立的AGC调频辅助服务市场，2020年发布的《山西省独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市场交易实施细则（试行）》以及2021年发布的《山西省独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施细则（试行）》，又为山西省储能开辟了调峰、一次调频两个应用场景。
但目前一次调频市场尚未实际实施，储能主要参与的是AGC调频辅助服务，而调峰辅助服务在现货市场下将直接关闭，因此山西储能的主要应用场景如下所示。
备注：储能主要以火储联合调频的形式参与此市场，储能与电力市场曾多次报道过山西调频辅助服务的情况，感兴趣的读者可在文末点击相关链接详细了解。
独立储能电站投运后，将主要参与辅助服务服务市场，提供一次调频、调峰辅助服务。考虑到电力现货市场运行时，调峰市场关闭，因此结合储能容量租赁，山西省的独立储能电站的盈利模式主要为：
容量租赁 + 一次调频 + 现货市场
本文以下内容将对这三项收益进行详细的分析。
山西独立储能电站收益详解
200MWh储能电站理想情况下收益近2亿
共享容量租赁不影响独立储能电站使用
对于独立储能电站容量租赁后，使用权归属问题，一直是关注的焦点。日前有电网专家指出，山西省的新能源租赁独立储能容量后，将考虑采取新能源与储能的运行解耦的方式，即两者之间仅为经济租赁关系，独立储能仍将以独立身份参与电力市场。其在现货市场和一次调频市场中获得的收益，可按协议与新能源企业共享。
这也意味着山西也采取了跟山东一样的储能电站容量租赁管理模式。租赁费用可作为山西独立储能电站的最主要的保底收入，保障储能电站一定的收益率。由于储能电站还可以同期参与现货市场、一次调频市场，对租金的需求也会相应降低，更易实现租赁，从而促使财务模型成立。
但我们同时也观察到，山西省能源局近日下发的《山西省2022年风电、光伏发电保障性并网项目清单》中，共计98个新能源项目中，仅31个项目要求按照2.5%-20%不等配置储能，如按照常规的2小时配置，仅需配置出储能383.3MW/676.6MWh。是管理部门不对新能源配储再做强制要求？还是都希望通过容量租赁的形式满足新能源并网调峰能力需求？目前暂不明朗。但显然，这是租赁形式是否成立的最重要问题。需要项目开发方做详细了解。
备注，山西省2022年风光配储项目清单可参考文章：配储383.3MW/676.6MWh，山西2022年风光保障性项目清单正式发布
“报量报价”参与日前电力市场，理想情况下，预计可获得价差0.5元/kWh左右
山西省独立储能具体如何参与现货市场，目前尚无定论。有电网专家表示，山西省独立储能电站将以“报量报价”的方式参与日前市场：
放电量，按日前市场分时节点电价结算
充电量，按日前市场统一结算点电价结算
结合山东目前已运行的独立储能电站采用的集中时段充电、集中时段放电的策略，采用2022年1-11月底的山西省电力现货市场日前节点电价，储能与电力市场模拟分析了独立储能电站在最理想的情况下（即对电价的预测完全与实际情况相符合，并且每次都能捕获对低电价充电，以及最高电价放电），1小时系统以及2小时系统的充放电电价差水平，如下表所示。
山西省现货市场日前市场电价从全年来看，有一定的峰谷特性，可考虑在中午时段充电、傍晚到夜间放电，但如何取得最大化收益，显然考验的是储能电站的运营方在报价策略、电价预测等方面的功力。
一次调频按现行政策模拟计算，10MW/10MWh储能项目全年收益可能破亿
独立储能参与一次调频市场时，一些要点如下：
申报：容量和报价
报价范围：5-10元/MW
按日交易，日前组织，日内调用，以一次调频供应成本最低为目标，市场出清
一次调频市场容量需求量：运行日新能源场站预测最大出力的10%
储能申报量：储能参与电能量现货市场形成的充放电计划，作为储能参与一次调频市场的基准值。在此基准值上，确定每个时段（15分钟）可申报参与一次调频的容量。充放电计划+上下调申报容量，不超过储能运行上下限。
一次调频收益=一次调频性能×调节里程×申报报价
一次调频费用分摊：首先由一次调频考核费用支付，不足部分由发电企业按发电量分摊
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。同样，该模拟也基于最理想的场景，即完全依据政策的规则模拟计算，不考虑市场总规模的大小，以及调度算法对收益的影响。储能与电力市场得出结论如下表所示。
模拟的数据非常理想，但鉴于一次调频市场尚未开启，实际的市场规模并不明确，考虑到山西全年的辅助服务补偿费用约6亿元，全年AGC辅助服务补偿费用约5.8亿元，因此以上一次调频辅助服务补偿费用是否能最终实现，显然比较存疑。
出于电力市场运行稳定性的考虑，电力辅助服务市场也不会如此大规模扩大规模。预期在实际执行时，可能会对调频性能等进行一定的限制，比如限制最高取值，另外在调度管理上，可能也会针对性的做出相关规定。
独立储能电站收益理论可观，开发商可进一步调研
在以上分析的基础上，储能与电力市场针对100MW/200MWh独立储能电站进行以下收益测算，假设：
容量租赁费用标准：300元/kWh·年
一次调频投入容量：10MW/20MWh
电力现货市场投入容量：90MW/180MWh
充放电效率：85%
电力现货市场结算电价：日前市场节点电价
独立储能不承担输配电价、政府基金及附加
则该储能电站理想情况下收益如下：
显然在现有的政策下，估算山西独立储能电站收益，非常可观，甚至不需要依赖容量租赁，就能获得远超其他区域的收益水平。
山西独立储能电站，2022年并无实际投运项目出现。显然，现有政策的实际执行情况，市场参与方仍广泛存有疑虑。但如果大的框架不做改变，相较于其他区域，山西独立储能电站的收益已经较为清晰，项目测算过会存在很大可能。
2023年，看山西市场表现。
