儲能技術(shù)作為新型電力系統(tǒng)的關(guān)鍵組成部分，已經(jīng)進入了規(guī)?；l(fā)展階段，并且正在逐步向獨立商業(yè)化運行的方向發(fā)展。隨著全行業(yè)的加速轉(zhuǎn)型，儲能行業(yè)正在從粗放式增長向精細化發(fā)展轉(zhuǎn)變。其中，獨立儲能已經(jīng)成功探索出了一種可行的商業(yè)模式，為整個儲能行業(yè)的發(fā)展提供了重要的借鑒和參考。
一、儲能產(chǎn)業(yè)商業(yè)模式的困境
論說儲能行業(yè)的興盛之始，總不免要從2020年這個關(guān)鍵的時間節(jié)點談起。
伴隨各省份新能源強制配儲政策的相繼出臺，2020年9月，“雙碳”目標的提出，徹底點燃了新能源產(chǎn)業(yè)的擴張情緒，儲能行業(yè)也隨之呈現(xiàn)出一路上揚的蓬勃勢頭。
盡管起步較晚，國內(nèi)儲能行業(yè)發(fā)展至今，已成為全球市場的中堅力量。
根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟發(fā)布的《儲能產(chǎn)業(yè)研究白皮書2023》，截至2022年底，我國已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模59.8GW，占全球市場總規(guī)模的25%，年增長率38%。新型儲能繼續(xù)高速發(fā)展，累計裝機規(guī)模首次突破10GW，達到13.1GW/27.1GWh，功率規(guī)模年增長率達128%，能量規(guī)模年增長率達141%。
在儲能產(chǎn)業(yè)空前繁榮的另一面，商業(yè)模式的困境卻遲遲得不到解決。增收不增利，成為了整個國內(nèi)儲能市場的怪圈。
在看似一片大好的國內(nèi)儲能市場，上游鋰礦企業(yè)幾乎帶走了整個產(chǎn)業(yè)鏈的超額利潤。儲能行業(yè)生死戰(zhàn)仍在繼續(xù)，而中下游的許多環(huán)節(jié)已陷入激烈的內(nèi)卷化競爭。在配儲政策催熟下成長起來的儲能行業(yè)，至今仍不具備完全的商業(yè)模式，種種因素制約著行業(yè)的健康發(fā)展。
國內(nèi)的強制配儲政策擴大了產(chǎn)業(yè)規(guī)模，卻不能從根本上解決盈利問題。近年來，國內(nèi)儲能企業(yè)集體出海的現(xiàn)象屢見不鮮，許多企業(yè)甚至要依靠出海“回血”，以支撐國內(nèi)業(yè)務(wù)的擴張。
二、獨立儲能的商業(yè)破局
現(xiàn)階段，無論是電網(wǎng)側(cè)儲能還是電源側(cè)配儲，最終都指向電力保供和電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。
早期，電網(wǎng)側(cè)儲能的盈利模式是通過輸配電價將成本疏導(dǎo)至用戶。然而2019年《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》以及2020年《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》的出臺，明確規(guī)定電化學(xué)儲能不能計入輸配電定價成本，基本宣告此種模式的破產(chǎn)。
隨著“雙碳”目標的持續(xù)推進，新能源產(chǎn)業(yè)大規(guī)模開發(fā)，貢獻了可觀的發(fā)電量，也帶來了新的挑戰(zhàn)。占據(jù)主導(dǎo)地位的光伏、風(fēng)電，因其間歇性、波動性的先天缺陷，使得電力系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻壓力不斷加劇。
在建設(shè)新型電力系統(tǒng)的過程中，需要有充足的可調(diào)節(jié)性電源。因而建設(shè)儲能的任務(wù)通過強制配儲的形式“交棒”到了電源側(cè)。當前的新能源配儲政策推動下，多地采取“一刀切”式的配置標準，部分地區(qū)將配儲能作為新能源建設(shè)的前置條件，配儲比例一般為新能源項目裝機規(guī)模的10%-20%。
根據(jù)中電聯(lián)發(fā)布的《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》，截至2021年底，電源側(cè)、用戶側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲能裝機占比分別為49.7%、27.4%和22.9%，電源側(cè)儲能接近裝機的一半。
然而，從儲能運行策略看，新能源配儲至多棄電期間一天一充一放運行，個別項目存在僅部分儲能單元被調(diào)用、甚至基本不調(diào)用的情況。
從儲能等效利用系數(shù)看，調(diào)研電化學(xué)儲能項目平均等效利用系數(shù)為12.2%，新能源配儲系數(shù)僅為6.1%，火電廠配儲能為15.3%，電網(wǎng)儲能為14.8%，用戶儲能為28.3%。裝機最大的電源側(cè)儲能反而利用率最低。
由于強制配儲實質(zhì)上是將電網(wǎng)側(cè)儲能需求轉(zhuǎn)嫁到電源側(cè)。一方面，新能源企業(yè)被迫承擔(dān)高昂的儲能電站建設(shè)及運營成本，在平價上網(wǎng)的背景下提高新能源場站的度電成本、增加資金壓力。也使得業(yè)主方更傾向于選擇低成本的解決方案，難以保障儲能質(zhì)量、安全及發(fā)揮實際功效。
另一方面，當前存量新型儲能不能作為獨立市場結(jié)算主體，且成本與收益的不確定性和現(xiàn)有機制對于儲能業(yè)主而言，存在極高的資金回收風(fēng)險。
“如果新能源項目不強制配儲，我想沒有一家公司是愿意配儲的。”遠景能源高級副總裁田慶軍表示，“因為儲能沒有發(fā)揮其價值，市場對其的態(tài)度是越便宜越好，而不是質(zhì)量越高越好。”
可見，當前儲能商業(yè)模式的困局有其產(chǎn)生的必然性。而就目前的發(fā)展形式來看，獨立儲能以將零散的新能源側(cè)配建儲能轉(zhuǎn)為建設(shè)集中的獨立儲能電站的形式，既減輕了新能源企業(yè)的配儲負擔(dān)，也“接棒”了下一階段儲能任務(wù)的主體責(zé)任，承擔(dān)著為儲能商業(yè)模式破局的歷史使命。
廈門科華數(shù)能科技市場總監(jiān)陳超表示：“獨立儲能可以解決當前存量新型儲能不具備獨立市場主體身份帶來的結(jié)算難、利用率偏低等問題。”
所謂獨立儲能，一般是指以獨立主體身份直接與電力調(diào)度機構(gòu)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議的項目，而與之相對的便是依托新能源發(fā)電項目配套建設(shè)的儲能項目等。
當前，共享儲能作為獨立儲能基本的商業(yè)運營模式，已成為獨立儲能的表征。因此，一般語境下的獨立儲能也即獨立共享儲能。
三、獨立儲能初步商業(yè)化探索
目前市場中獨立儲能收益主要來自容量租賃收入、容量電價收入、電力現(xiàn)貨交易收入（峰谷價差套利）和輔助服務(wù)收入（調(diào)峰、調(diào)頻等電力輔助服務(wù)）四大渠道。
容量租賃
容量租賃是由第三方或廠商負責(zé)投資、運維儲能站，以電網(wǎng)為紐帶，將儲能系統(tǒng)的功率和容量以商品形式租賃給電站等目標用戶的一種商業(yè)運營模式。儲能站不再與單一電站綁定，可為多個電站同時提供儲能服務(wù)。容量租賃能讓供需雙方同時受益，目前容量租賃收入是獨立儲能電站占比最大、最為可靠持久的收入，是基本運營的資金支柱。目前全國各省市的容量租賃費用差異較大，如山東在350元/kWh·年，湖南在450~600元/kWh·年，河南為260元/kWh·年。作為需求方，發(fā)電站可以在服務(wù)時限內(nèi)通過容量租賃來滿足自身需求，無需自主建設(shè)儲能電站，大幅減低儲能成本。
然而，容量租賃收入也存在著不穩(wěn)定性，當前儲能市場需求與容量租賃目標客戶之間存在錯配。在源網(wǎng)荷儲一體化的背景下，儲能需求主要來自電網(wǎng)，但在容量租賃體系中發(fā)電站才是目標客戶。這導(dǎo)致市場自發(fā)產(chǎn)生的儲能需求不足，須依靠強制配儲等政策維持需求量，未來政策的變動對于儲能市場需求及價格的影響較大。
容量電價
容量電價是儲能站為回收成本中的容量成本收取的固定費用。儲能站的容量電價是站內(nèi)各機組容量成本的加權(quán)平均數(shù)，不同電能質(zhì)量機組的容量成本則根據(jù)邊際成本和少量收益構(gòu)成計算得出。容量電價是一種“兜底”手段，在保證儲能容量充足性的同時，使發(fā)電機組能夠獲得容量租賃市場和輔助服務(wù)市場以外的穩(wěn)定收入，激勵儲能項目投資。
山東省與甘肅省在容量電價機制的建設(shè)中取得先機，兩省規(guī)定，參照火電標準給予電化學(xué)儲能容量電價。2022年9月，甘肅省能監(jiān)辦發(fā)布的《甘肅省電力輔助服務(wù)市場運營暫行規(guī)則》（征求意見稿）為10MW/2h以上的儲能電站開放調(diào)峰容量市場，允許其以獨立身份參與交易，并規(guī)定儲能參與調(diào)峰容量市場補償標準上限為300元/MW/日。為儲能創(chuàng)造了調(diào)峰容量補償這一新的收入增長點。目前我國需要推動更多省市展開對于新型儲能獲取容量補償機制的研究，建立更為完整的容量電價標準體系。
電力現(xiàn)貨交易（峰谷價差套利）
新型儲能還可以在電力現(xiàn)貨市場中通過峰谷價差套利，即在電價低谷時充電、電價高峰時放電賺取電力差價收入。為了幫助新型儲能項目更快在電力現(xiàn)貨市場中站穩(wěn)腳跟，國家出臺相關(guān)電價減免政策，指出與電網(wǎng)聯(lián)通的獨立儲能電站充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加，約減少儲能電站度電成本0.1~0.2元/kWh，拓寬儲能電站可賺的峰谷價差。但是，電力現(xiàn)貨市場價格存在極大不確定性，峰谷時機難以把控，這對于市場競價機制提出了更高的靈活性要求。在這方面山東省提出了一些創(chuàng)新性舉措，規(guī)定在電能量市場中，儲能電站享有“報量不報價”及在滿足一定條件下的交易優(yōu)先權(quán)，儲能電站可更便捷地尋求并實現(xiàn)高價差。
輔助服務(wù)
電力市場輔助服務(wù)主要包括調(diào)峰、調(diào)頻、無功、事故應(yīng)急及恢復(fù)服務(wù)等，其中最常見的為調(diào)峰與調(diào)頻兩類。調(diào)峰多為按調(diào)峰電量給予充電補償，價格從0.15元/kWh（山東）到0.8元/kWh（寧夏）不等，調(diào)峰補貼在儲能項目還未進入電力現(xiàn)貨市場的地區(qū)較高。而調(diào)頻多為按調(diào)頻里程給予補償，根據(jù)機組（PCS）應(yīng)AGC調(diào)頻指令的多少，補償額度約為0.1~15元/MW。除這兩類輔助服務(wù)以外，部分省市還針對儲能項目可參與的其他輔助服務(wù)進行補償，例如南方能源監(jiān)管局提出對獨立儲能電站注入無功，維持系統(tǒng)電壓水平的服務(wù)供應(yīng)量按照R10（元/兆乏時）的標準補償；對獨立儲能電站吸收無功，防止系統(tǒng)電壓過高的服務(wù)供應(yīng)量按照15×R10（元/兆乏時）的標準補償，標準為R10=1元/兆乏時。除此之外，獨立儲能電站在經(jīng)審核后可參照火電補償標準納入黑啟動（指電力系統(tǒng)大面積停電后，在無外界電源支持的情況下，新型儲能自啟動而恢復(fù)系統(tǒng)供電）應(yīng)急服務(wù)補償。
考慮到調(diào)峰補貼收入將會隨著電力現(xiàn)貨市場逐漸普及的趨勢淡出歷史舞臺，我國應(yīng)重點發(fā)展新型儲能的調(diào)頻服務(wù)，電化學(xué)等新型儲能相比傳統(tǒng)發(fā)電與抽水儲能在調(diào)頻時速度更快，精度更高，可持續(xù)時間更長，具備成為提供調(diào)頻服務(wù)的主要形式。同時，在未來新型儲能應(yīng)充分挖掘更多可盈利的輔助服務(wù)形式。
先行案例
近年來，各省市紛紛展開對獨立儲能的試點建設(shè)，其中山東、寧夏、廣西等省為先行者，它們都秉承因地制宜的原則，結(jié)合以上可用收益渠道為各自的獨立儲能項目設(shè)計了不同的商業(yè)模式。
山東?。弘娏ΜF(xiàn)貨交易+容量租賃+容量補償
以常規(guī)的100MW/200MWh鋰電池儲能電站為例，在收益條件不變的前提下，電站全年累計獲得收益約為5600萬元，在融資成本4.65%的情況下，項目有望實現(xiàn)8%的收益率，但此收益可能會隨著近期容量補償收縮而下降
寧夏回族自治區(qū)：容量租賃+輔助服務(wù)（調(diào)峰補償）
在全年調(diào)峰頻次不少于300次的情況下，一個100兆瓦/200兆瓦時的儲能電站可獲得4800萬元的年收入（2022年4月數(shù)據(jù)）
廣西壯族自治區(qū)：電力現(xiàn)貨交易+容量租賃+輔助服務(wù)（調(diào)峰補償）
首個大容量獨立共享儲能電站——平陸儲能站已在廣西電力交易中心參與市場化交易，累計交易電量180萬千瓦時。年調(diào)峰能力在5000萬千瓦時以上
廣東?。弘娏ΜF(xiàn)貨交易+容量租賃+輔助服務(wù)（調(diào)峰補償，無功補償、應(yīng)急服務(wù)補償）已頒布實施方案，暫無數(shù)據(jù)。
獨立儲能多種渠道的收入變現(xiàn)隨著我國展開的一系列電力市場化改革而愈發(fā)明朗，自2017年以來，我國逐步減少政府定價的計劃電量，放松對于電價浮動上下限的限制，擴大參與市場定價、接受市場浮動電價的用戶范圍。2023年上半年，市場化交易電量的比例已達到全社會用電量的62%，政府定價與市場議價并行的電價“雙軌制”將會慢慢退出歷史舞臺，電力價格將能更加靈敏地反映供需關(guān)系的變化，更為準確地體現(xiàn)發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)及儲能側(cè)的經(jīng)營成本，電力生產(chǎn)方有望通過電力現(xiàn)貨峰谷套利獲得更高、更及時的收入。另一方面，我國致力于精細化電力定價機制，將更多種供電成本納入核算范圍。儲能側(cè)的容量成本以及提供輔助服務(wù)的成本有望傳輸至用戶端。除此之外，我國正在加快對不同省市電力市場規(guī)則與標準的統(tǒng)一化進程，要求到2025年，全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成，到2030年，全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成。儲能側(cè)的潛在用戶數(shù)量將隨著市場壁壘的消除而增加，新型儲能的商業(yè)前景將更為廣闊。
原標題：如何推動儲能行業(yè)跳出增收不增利困境？獨立儲能商業(yè)化的探索與進程
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