“独立+共享”：跳出储能商业怪圈

独立储能已经走通了储能商业模式困局下的第一条突围之道。

(资料图片)

在看似一片大好的国内储能市场，

当前，共享储能作为独立储能基本的商业运营模式，已成为独立储能的表征。因此，一般语境下的独立储能也即独立共享储能。

独立储能的收益模式可大致分为以下几类：容量租赁、辅助服务、电力现货市场价差套利、容量电价补偿等。

如内蒙古发布的《内蒙古自治区人民政府办公厅关于印发自治区支持新型储能发展若干政策（2022—2025年）的通知》就有“加大分时电价实施力度，适时调整峰谷电价价差至3∶1以上，为新型储能发展创造盈利空间。”“建立市场化补偿机制，纳入自治区示范项目的独立新型储能电站享受容量补偿，补偿上限为0.35元/kWh，补偿期不超过10年。”等明确推进独立储能发展的强利好政策。

因各省能源特征、电力市场发展情况所有区别，根据各省的政策倾向不同，依托本土优势，各省规划的独立储能主要收益方式也不尽相同。

其中，容量租赁正如前文所述，是独立储能电站最基本的收益方式。各省独立储能电站均采用容量租赁模式获得收益，价格通常在300-350元/kW·年。

由于短期内辅助服务及现货交易等营收并未得到充分开发。从金额占比看，容量租赁收入目前占比较高，是独立储能电站的主要收入来源。可以预见的是，未来独立储能模式逐渐替代配建储能的浪潮下，容量出租率将持续走高，这部分相对固定的收入将逐渐成为独立储能电站的“保底”收益。

如湖南省，储能租赁费用可视同可再生能源储能配额，通过容量租赁获得450-600元/kW左右的租赁费用；广西省纳入首批示范项目的新型储能年容量租赁费价格参考区间为160—230元/kWh，新型储能投资建设企业完全享有租赁容量的收益权。

电力辅助服务方面，峰谷价差作为已经运行相对稳定的模式，除山东省、山西省等少数几个省份以外，在全国大部分省份均有分布，是与共享租赁同等甚至商业价值更高的收益方式，未来收益预期甚至要高于共享租赁。

调峰辅助服务较为普遍。以广西为例，新型储能调用补偿价格参照燃煤机30%—40%负荷率时的调峰辅助服务交易价格执行，下限暂定为0.396元/kWh。青海省储能调峰补偿标准为0.5元/kWh，年利用小时数不少于540小时；宁夏省2022、2023年度储能试点项目的调峰服务补偿价格为0.8元/kWh，年调用次数不低于300次。

调频辅助服务方面，山西省是典型省份。山西的一次调频辅助服务费用较高，储能与电力市场假设采用10MW/20MWh容量参与一次调频，可获年度收益为14850万元，但由于此市场容量可能有限（2022年山西省辅助服务市场全年补偿6亿元），实际收益未必能达到该水平。

据北极星储能网推算，山东2023年容量补偿电价约为0.00991元/度至0.1982元/度。

根据山东电力工程咨询院的数据，在山东独立储能的商业模式下，100MW/200MW独立储能电站有望获得现货套利约2000万元，共享租赁约3000万元，容量电价约600万元。在总投资约4.5亿元、融资成本4.65%的基础上，该项目有望实现8%以上的资本回报率。

独立储能的商业价值已初露端倪。既见未来，当如何面向未来？

储能未来观

新型储能作为以新能源为主体的新型电力系统的重要支撑，其价值并不仅局限于商业层面。

尽管独立储能已是整个行业商业化探索的先锋模范，现阶段仍然面临许多问题。

以美国为例，自2007年起，为促进储能参与电力市场，美国多次完善电力市场交易机制。从FERC890法令到FERC841法令，美国明确储能可与其他表前市场主体共同参与电力批发市场竞争，允许储能公平参与各类辅助服务市场投标竞争，给储能带来了更广阔的市场空间。

根据EIA数据，到2021年，近60%的已安装公用事业规模储能用于峰谷套利，高于2019年的17%。

在储能装机最多的加州，低买高卖策略发挥着主导作用，2021年加州独立系统运营商服务领域新增的电池储能中，有超80%用于峰谷套利。

据申万宏源研究测算，若美国储能初始投资成本为0.40 美元/Wh，则单个100MW/400MWh 的储能项目初始投资成本为1.6 亿美元，考虑容量电价+现货市场价差+辅助服务三种收益，项目年收益为2300万美元左右，考虑日常维护成本，静态投资期为7-8 年，经济性已经较为突出。

而在“虚拟电厂”模式下，业主方将各方用户与智能电网相连的储能系统集合起来，通过分析、控制并优化储能系统运行，参与电网服务获取应用收益，业已在全球开拓了广大的市场。英国Moixa、美国Stem、德国Sonnen公司等都在利用该模式为用户开拓储能项目收益渠道。

根据GTM Research的预测，全球虚拟电厂每年的收益从2016年的15亿美元将增加到2023年的53亿美元，而美国2023年将占总额的37亿美元。

此外，尽管对独立储能的探讨更多是基于对大储的思考。海外户用储能、分布式储能优异的市场表现背后所蕴藏的商业经验，也非常值得重视。

如“以租代售”是目前分布式储能领域应用范围最广的投资运营模式。美国的Stem公司、GreenCharge Networks公司、德国的Entega公司等利用该模式为用户提供储能服务。

储能项目开发商将储能系统租赁给用户，用于降低高峰电费和需量电费、提供备用电源。租赁期可以根据目标用户或产品应用灵活设定，用户则每月支付租金。

以Stem公司与用户签订的储能租赁合同为例，用户节约的电费至少是向Stem支付的租赁费用的2倍，有时则是3倍或4倍，这取决于用户每个月实际的负荷削减。

此外，共享节省电费收益模式、社区储能模式等多种模式俱有其值得借鉴之处。

中国能源产业发展网首席信息官王进表示，发达的电力市场化国家，无论是电网侧、发电侧，还是用户侧，并没有所谓的储能强配，但储能特别是电力储能，都有比较完善的市场机制和盈利模式。

破解储能行业的商业难题，深度参与市场化交易、不断完善交易机制是关键。政策和补贴只能解一时之需，最适储能参与的电力市场机制、最充分发挥市场作用的商业模式，才是储能行业走向商业未来的真正归宿。

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