全球视点！以绝对经济性优势崛起，独立储能3大商业模式基本形成！

2022年，独立式储能电站在中国储能市场以绝对优势崛起。

据统计，全年并网投运的独立储能电站有38座，启动施工建设和EPC/设备招标的多达109座，总规模16.5GW/35GWh。另有142座独立式储能电站已公开宣布，等待进入招标流程和施工建设，总规模达28.3GW/67.6GWh，将成为2023年独立式储能增长的主力部队。

(相关资料图)

（数据来源：储能与电力市场）

不同于依托新能源发电项目配套建设的储能项目，独立储能电站能够以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，且不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理。

2021年12月，国家能源局印发的新版《电力辅助服务管理办法》明确，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场。另外，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。这一规定使得储能电站的度电成本降低了0.1-0.2元/kWh，经济性进一步提高。

当前，独立储能收益模式大致可分为如以下四种：

1.容量租赁（共享租赁）

容量储能是指由第三方投资建设的大型独立储能电站，其全部或部分容量出租给新能源电站以获取租金收益，秉承“谁受益、谁付费”的原则。在这一模式下，新能源电站业主无需自主建设储能电站，大幅减低原始资金投入。对投资商而言，容量租赁费用也是最稳定的收入来源。

目前，全国独立储能电站的容量租赁价格，一般在300-350元/kW·年。河南、广西等地政府层面出台的指导建议价格则为200元/kWh·年、160元-230元/kWh·年。

2.现货套利

独立储能设施通过参与电力现货市场交易，通过“低买高卖”的模式，即电价低谷时段买入电力，电价高峰时段卖出电力，实现峰谷价差盈利。独立储能设施参与现货交易还可减轻新能源装机快速增长所带来的电网调峰压力，提升电网新能源电力消纳能力。

3.辅助服务

目前，新型储能常见的辅助服务形式主要有调峰、调频（包括一次调频、二次调频）两类，具体收益额度各省不同，但调峰多按调峰电量给予充电补偿，价格从0.15元/kWh到0.8元/kWh不等。而调频多为按调频里程基于补偿，根据机组（PCS）响应AGC调频指令的多少，补偿0.1-15元/MW的调频补偿。

4.容量电价

储能与备用火电在系统中的作用类似，利用小时有很大的不确定性，仅靠电量电价难以维持经济性，因此需要容量电价作为“保底”手段。目前山东电力现货市场是参照火电标准，给予电化学储能容量电价。

在这四种收益模式的基础上，经过2021年的探索、2022年调峰示范项目的实践，多个省份在独立储能的商业模式上做出了许多有益探索，当前基本形成三大商业模式：

1.容量租赁+现货市场+容量补偿

代表省份：山东

山东在国内率先试行独立储能进入电力现货市场。独立储能电站可以自主选择参与调频市场或者电能量市场。在电能量市场中，储能电站“报量不报价”，在满足电网安全稳定运行和新能源消纳的条件下优先出清。在调频市场，储能电站须与发电机组同台竞价。电力现货市场峰谷价差大，独立储能电站的盈利空间就越大。

据了解，截至2023年1月底，山东独立储能设施参与现货市场交易电量已超2亿千瓦时。

据测算，在山东“容量租赁+现货市场+容量补偿”的商业模式下，100MW/200MWh独立储能电站每年有望获得现货套利收益约2000万元、共享租赁收益约3000万元，以及容量电价收益约600万元。在总投资约4.5亿元，融资成本4.65%的基础上，项目有望实现资本金收益率8%以上。该模式已经成为中国目前独立式储能电站的盈利样板。

容量租赁+现货市场+一次调频

代表省份：山西

山西省则在现货市场以外，率先为独立储能瞄准了辅助服务市场。

山西是国内电力现货交易市场运行时间最长的试点省份，现货交易市场已逐渐成熟，对独立储能参与现货交易的细则也做出了规定。

据电网专家分析，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。理想情况下，预计可获得价差0.5元/kWh左右的收益。

同时，山西在全国率先为独立式储能电站启动一次调频辅助服务。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，将大大提高独立储能电站的收益率。

容量租赁+调峰辅助服务

代表省份：宁夏

2022年底，宁夏自治区发改委发文明确，光伏需配建或租赁储能设施，再次为宁夏独立式储能项目的发展上了一剂“猛药”。

政策发布以来，宁夏新增了多个储能容量租赁招标项目，从中标候选人公示来看，年度租金单价为月为320元/kW·年，在目前市场上普遍认同的300-350元/kW·年的价格区间，处于较高水平 。

此外，宁夏对独立储能的补偿力度也排在全国前列：调峰补偿0.8元/kWh，全年不少于300次。

根据统计，在2022年进入实施阶段的16.5GW/35GWh独立式储能项目中，宁夏的项目超过2GW/4GWh，占比最高。宁夏无疑已成为国内最大的独立式储能市场。

收益机制越完善、越丰富，独立储能项目的收益率才会越理想、越稳定。

截至目前，全国已有近 30 个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配储文件，储能示范项目大多以独立储能电站形式开发建设。山东、广西、浙江、四川成都等9 省/自治区发布了共计 10 批次 204 个储能示范项目，总规模达 19.1GW/48.4GWh。大批示范项目的建成投运，将为各省探索独立储能的商业模式带来更丰富的参考。

期待“现货交易+共享租赁+辅助服务+容量电价”的收益模式，尽快在全国独立（共享）储能电站渗透，为储能项目的开发带来更高的经济性，为供应链创造更大的盈利空间。

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