储能技术作为新型电力系统的关键组成部分，已经进入了规模化发展阶段，并且正在逐步向独立商业化运行的方向发展。随着全行业的加速转型，储能行业正在从粗放式增长向精细化发展转变。其中，独立储能已经成功探索出了一种可行的商业模式，为整个储能行业的发展提供了重要的借鉴和参考。

一、储能产业商业模式的困境

论说储能行业的兴盛之始，总不免要从2020年这个关键的时间节点谈起。

伴随各省份新能源强制配储政策的相继出台，2020年9月，“双碳”目标的提出，彻底点燃了新能源产业的扩张情绪，储能行业也随之呈现出一路上扬的蓬勃势头。

尽管起步较晚，国内储能行业发展至今，已成为全球市场的中坚力量。

根据中关村储能产业技术联盟发布的《储能产业研究白皮书2023》，截至2022年底，我国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，占全球市场总规模的25%，年增长率38%。新型储能继续高速发展，累计装机规模首次突破10GW，达到13.1GW/27.1GWh，功率规模年增长率达128%，能量规模年增长率达141%。

在储能产业空前繁荣的另一面，商业模式的困境却迟迟得不到解决。增收不增利，成为了整个国内储能市场的怪圈。

在看似一片大好的国内储能市场，上游锂矿企业几乎带走了整个产业链的超额利润。储能行业生死战仍在继续，而中下游的许多环节已陷入激烈的内卷化竞争。在配储政策催熟下成长起来的储能行业，至今仍不具备完全的商业模式，种种因素制约着行业的健康发展。

国内的强制配储政策扩大了产业规模，却不能从根本上解决盈利问题。近年来，国内储能企业集体出海的现象屡见不鲜，许多企业甚至要依靠出海“回血”，以支撑国内业务的扩张。

二、独立储能的商业破局

现阶段，无论是电网侧储能还是电源侧配储，最终都指向电力保供和电网的安全稳定运行。

早期，电网侧储能的盈利模式是通过输配电价将成本疏导至用户。然而2019年《输配电定价成本监审办法》以及2020年《省级电网输配电价定价办法》的出台，明确规定电化学储能不能计入输配电定价成本，基本宣告此种模式的破产。

随着“双碳”目标的持续推进，新能源产业大规模开发，贡献了可观的发电量，也带来了新的挑战。占据主导地位的光伏、风电，因其间歇性、波动性的先天缺陷，使得电力系统调峰、调频压力不断加剧。

在建设新型电力系统的过程中，需要有充足的可调节性电源。因而建设储能的任务通过强制配储的形式“交棒”到了电源侧。当前的新能源配储政策推动下，多地采取“一刀切”式的配置标准，部分地区将配储能作为新能源建设的前置条件，配储比例一般为新能源项目装机规模的10%-20%。

根据中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，截至2021年底，电源侧、用户侧、电网侧储能装机占比分别为49.7%、27.4%和22.9%，电源侧储能接近装机的一半。

然而，从储能运行策略看，新能源配储至多弃电期间一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况。

从储能等效利用系数看，调研电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源配储系数仅为6.1%，火电厂配储能为15.3%，电网储能为14.8%，用户储能为28.3%。装机最大的电源侧储能反而利用率最低。

由于强制配储实质上是将电网侧储能需求转嫁到电源侧。一方面，新能源企业被迫承担高昂的储能电站建设及运营成本，在平价上网的背景下提高新能源场站的度电成本、增加资金压力。也使得业主方更倾向于选择低成本的解决方案，难以保障储能质量、安全及发挥实际功效。

另一方面，当前存量新型储能不能作为独立市场结算主体，且成本与收益的不确定性和现有机制对于储能业主而言，存在极高的资金回收风险。

“如果新能源项目不强制配储，我想没有一家公司是愿意配储的。”远景能源高级副总裁田庆军表示，“因为储能没有发挥其价值，市场对其的态度是越便宜越好，而不是质量越高越好。”

可见，当前储能商业模式的困局有其产生的必然性。而就目前的发展形式来看，独立储能以将零散的新能源侧配建储能转为建设集中的独立储能电站的形式，既减轻了新能源企业的配储负担，也“接棒”了下一阶段储能任务的主体责任，承担着为储能商业模式破局的历史使命。

厦门科华数能科技市场总监陈超表示：“独立储能可以解决当前存量新型储能不具备独立市场主体身份带来的结算难、利用率偏低等问题。”

所谓独立储能，一般是指以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议的项目，而与之相对的便是依托新能源发电项目配套建设的储能项目等。

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。

三、独立储能初步商业化探索

目前市场中独立储能收益主要来自容量租赁收入、容量电价收入、电力现货交易收入（峰谷价差套利）和辅助服务收入（调峰、调频等电力辅助服务）四大渠道。

容量租赁

容量租赁是由第三方或厂商负责投资、运维储能站，以电网为纽带，将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给电站等目标用户的一种商业运营模式。储能站不再与单一电站绑定，可为多个电站同时提供储能服务。容量租赁能让供需双方同时受益，目前容量租赁收入是独立储能电站占比最大、最为可靠持久的收入，是基本运营的资金支柱。目前全国各省市的容量租赁费用差异较大，如山东在350元/kWh·年，湖南在450~600元/kWh·年，河南为260元/kWh·年。作为需求方，发电站可以在服务时限内通过容量租赁来满足自身需求，无需自主建设储能电站，大幅减低储能成本。

然而，容量租赁收入也存在着不稳定性，当前储能市场需求与容量租赁目标客户之间存在错配。在源网荷储一体化的背景下，储能需求主要来自电网，但在容量租赁体系中发电站才是目标客户。这导致市场自发产生的储能需求不足，须依靠强制配储等政策维持需求量，未来政策的变动对于储能市场需求及价格的影响较大。

容量电价

容量电价是储能站为回收成本中的容量成本收取的固定费用。储能站的容量电价是站内各机组容量成本的加权平均数，不同电能质量机组的容量成本则根据边际成本和少量收益构成计算得出。容量电价是一种“兜底”手段，在保证储能容量充足性的同时，使发电机组能够获得容量租赁市场和辅助服务市场以外的稳定收入，激励储能项目投资。

山东省与甘肃省在容量电价机制的建设中取得先机，两省规定，参照火电标准给予电化学储能容量电价。2022年9月，甘肃省能监办发布的《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》（征求意见稿）为10MW/2h以上的储能电站开放调峰容量市场，允许其以独立身份参与交易，并规定储能参与调峰容量市场补偿标准上限为300元/MW/日。为储能创造了调峰容量补偿这一新的收入增长点。目前我国需要推动更多省市展开对于新型储能获取容量补偿机制的研究，建立更为完整的容量电价标准体系。

电力现货交易（峰谷价差套利）

新型储能还可以在电力现货市场中通过峰谷价差套利，即在电价低谷时充电、电价高峰时放电赚取电力差价收入。为了帮助新型储能项目更快在电力现货市场中站稳脚跟，国家出台相关电价减免政策，指出与电网联通的独立储能电站充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，约减少储能电站度电成本0.1~0.2元/kWh，拓宽储能电站可赚的峰谷价差。但是，电力现货市场价格存在极大不确定性，峰谷时机难以把控，这对于市场竞价机制提出了更高的灵活性要求。在这方面山东省提出了一些创新性举措，规定在电能量市场中，储能电站享有“报量不报价”及在满足一定条件下的交易优先权，储能电站可更便捷地寻求并实现高价差。

辅助服务

电力市场辅助服务主要包括调峰、调频、无功、事故应急及恢复服务等，其中最常见的为调峰与调频两类。调峰多为按调峰电量给予充电补偿，价格从0.15元/kWh（山东）到0.8元/kWh（宁夏）不等，调峰补贴在储能项目还未进入电力现货市场的地区较高。而调频多为按调频里程给予补偿，根据机组（PCS）应AGC调频指令的多少，补偿额度约为0.1~15元/MW。除这两类辅助服务以外，部分省市还针对储能项目可参与的其他辅助服务进行补偿，例如南方能源监管局提出对独立储能电站注入无功，维持系统电压水平的服务供应量按照R10（元/兆乏时）的标准补偿；对独立储能电站吸收无功，防止系统电压过高的服务供应量按照15×R10（元/兆乏时）的标准补偿，标准为R10=1元/兆乏时。除此之外，独立储能电站在经审核后可参照火电补偿标准纳入黑启动（指电力系统大面积停电后，在无外界电源支持的情况下，新型储能自启动而恢复系统供电）应急服务补偿。

考虑到调峰补贴收入将会随着电力现货市场逐渐普及的趋势淡出历史舞台，我国应重点发展新型储能的调频服务，电化学等新型储能相比传统发电与抽水储能在调频时速度更快，精度更高，可持续时间更长，具备成为提供调频服务的主要形式。同时，在未来新型储能应充分挖掘更多可盈利的辅助服务形式。

先行案例

近年来，各省市纷纷展开对独立储能的试点建设，其中山东、宁夏、广西等省为先行者，它们都秉承因地制宜的原则，结合以上可用收益渠道为各自的独立储能项目设计了不同的商业模式。

山东省：电力现货交易+容量租赁+容量补偿

以常规的100MW/200MWh锂电池储能电站为例，在收益条件不变的前提下，电站全年累计获得收益约为5600万元，在融资成本4.65%的情况下，项目有望实现8%的收益率，但此收益可能会随着近期容量补偿收缩而下降

宁夏回族自治区：容量租赁+辅助服务（调峰补偿）

在全年调峰频次不少于300次的情况下，一个100兆瓦/200兆瓦时的储能电站可获得4800万元的年收入（2022年4月数据）

广西壮族自治区：电力现货交易+容量租赁+辅助服务（调峰补偿）

首个大容量独立共享储能电站——平陆储能站已在广西电力交易中心参与市场化交易，累计交易电量180万千瓦时。年调峰能力在5000万千瓦时以上

广东省：电力现货交易+容量租赁+辅助服务（调峰补偿，无功补偿、应急服务补偿）已颁布实施方案，暂无数据。

独立储能多种渠道的收入变现随着我国展开的一系列电力市场化改革而愈发明朗，自2017年以来，我国逐步减少政府定价的计划电量，放松对于电价浮动上下限的限制，扩大参与市场定价、接受市场浮动电价的用户范围。2023年上半年，市场化交易电量的比例已达到全社会用电量的62%，政府定价与市场议价并行的电价“双轨制”将会慢慢退出历史舞台，电力价格将能更加灵敏地反映供需关系的变化，更为准确地体现发电侧、电网侧及储能侧的经营成本，电力生产方有望通过电力现货峰谷套利获得更高、更及时的收入。另一方面，我国致力于精细化电力定价机制，将更多种供电成本纳入核算范围。储能侧的容量成本以及提供辅助服务的成本有望传输至用户端。除此之外，我国正在加快对不同省市电力市场规则与标准的统一化进程，要求到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。储能侧的潜在用户数量将随着市场壁垒的消除而增加，新型储能的商业前景将更为广阔。

原标题：如何推动储能行业跳出增收不增利困境？独立储能商业化的探索与进程