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儲(chǔ)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(jìn)入了規(guī)?；l(fā)展階段，并且正在逐步向獨(dú)立商業(yè)化運(yùn)行的方向發(fā)展。隨著全行業(yè)的加速轉(zhuǎn)型，儲(chǔ)能行業(yè)正在從粗放式增長(zhǎng)向精細(xì)化發(fā)展轉(zhuǎn)變。其中，獨(dú)立儲(chǔ)能已經(jīng)成功探索出了一種可行的商業(yè)模式，為整個(gè)儲(chǔ)能行業(yè)的發(fā)展提供了重要的借鑒和參考。

一、儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)商業(yè)模式的困境

論說(shuō)儲(chǔ)能行業(yè)的興盛之始，總不免要從2020年這個(gè)關(guān)鍵的時(shí)間節(jié)點(diǎn)談起。

伴隨各省份新能源強(qiáng)制配儲(chǔ)政策的相繼出臺(tái)，2020年9月，“雙碳”目標(biāo)的提出，徹底點(diǎn)燃了新能源產(chǎn)業(yè)的擴(kuò)張情緒，儲(chǔ)能行業(yè)也隨之呈現(xiàn)出一路上揚(yáng)的蓬勃?jiǎng)蓊^。

盡管起步較晚，國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能行業(yè)發(fā)展至今，已成為全球市場(chǎng)的中堅(jiān)力量。

根據(jù)中關(guān)村儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟發(fā)布的《儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)研究白皮書2023》，截至2022年底，我國(guó)已投運(yùn)電力儲(chǔ)能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)規(guī)模59.8GW，占全球市場(chǎng)總規(guī)模的25%，年增長(zhǎng)率38%。新型儲(chǔ)能繼續(xù)高速發(fā)展，累計(jì)裝機(jī)規(guī)模首次突破10GW，達(dá)到13.1GW/27.1GWh，功率規(guī)模年增長(zhǎng)率達(dá)128%，能量規(guī)模年增長(zhǎng)率達(dá)141%。

在儲(chǔ)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(gè)國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能市場(chǎng)的怪圈。

在看似一片大好的國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能市場(chǎng)，上游鋰礦企業(yè)幾乎帶走了整個(gè)產(chǎn)業(yè)鏈的超額利潤(rùn)。儲(chǔ)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(jìng)爭(zhēng)。在配儲(chǔ)政策催熟下成長(zhǎng)起來(lái)的儲(chǔ)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(guó)內(nèi)的強(qiáng)制配儲(chǔ)政策擴(kuò)大了產(chǎn)業(yè)規(guī)模，卻不能從根本上解決盈利問(wèn)題。近年來(lái)，國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能企業(yè)集體出海的現(xiàn)象屢見(jiàn)不鮮，許多企業(yè)甚至要依靠出海“回血”，以支撐國(guó)內(nèi)業(yè)務(wù)的擴(kuò)張。

二、獨(dú)立儲(chǔ)能的商業(yè)破局

現(xiàn)階段，無(wú)論是電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能還是電源側(cè)配儲(chǔ)，最終都指向電力保供和電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。

早期，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的盈利模式是通過(guò)輸配電價(jià)將成本疏導(dǎo)至用戶。然而2019年《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》以及2020年《省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)定價(jià)辦法》的出臺(tái)，明確規(guī)定電化學(xué)儲(chǔ)能不能計(jì)入輸配電定價(jià)成本，基本宣告此種模式的破產(chǎn)。

隨著“雙碳”目標(biāo)的持續(xù)推進(jìn)，新能源產(chǎn)業(yè)大規(guī)模開(kāi)發(fā)，貢獻(xiàn)了可觀的發(fā)電量，也帶來(lái)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(dòng)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(guò)程中，需要有充足的可調(diào)節(jié)性電源。因而建設(shè)儲(chǔ)能的任務(wù)通過(guò)強(qiáng)制配儲(chǔ)的形式“交棒”到了電源側(cè)。當(dāng)前的新能源配儲(chǔ)政策推動(dòng)下，多地采取“一刀切”式的配置標(biāo)準(zhǔn)，部分地區(qū)將配儲(chǔ)能作為新能源建設(shè)的前置條件，配儲(chǔ)比例一般為新能源項(xiàng)目裝機(jī)規(guī)模的10%-20%。

根據(jù)中電聯(lián)發(fā)布的《新能源配儲(chǔ)能運(yùn)行情況調(diào)研報(bào)告》，截至2021年底，電源側(cè)、用戶側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)占比分別為49.7%、27.4%和22.9%，電源側(cè)儲(chǔ)能接近裝機(jī)的一半。

然而，從儲(chǔ)能運(yùn)行策略看，新能源配儲(chǔ)至多棄電期間一天一充一放運(yùn)行，個(gè)別項(xiàng)目存在僅部分儲(chǔ)能單元被調(diào)用、甚至基本不調(diào)用的情況。

從儲(chǔ)能等效利用系數(shù)看，調(diào)研電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目平均等效利用系數(shù)為12.2%，新能源配儲(chǔ)系數(shù)僅為6.1%，火電廠配儲(chǔ)能為15.3%，電網(wǎng)儲(chǔ)能為14.8%，用戶儲(chǔ)能為28.3%。裝機(jī)最大的電源側(cè)儲(chǔ)能反而利用率最低。

由于強(qiáng)制配儲(chǔ)實(shí)質(zhì)上是將電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)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(chǔ)能電站建設(shè)及運(yùn)營(yíng)成本，在平價(jià)上網(wǎng)的背景下提高新能源場(chǎng)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(chǔ)能質(zhì)量、安全及發(fā)揮實(shí)際功效。

另一方面，當(dāng)前存量新型儲(chǔ)能不能作為獨(dú)立市場(chǎng)結(jié)算主體，且成本與收益的不確定性和現(xiàn)有機(jī)制對(duì)于儲(chǔ)能業(yè)主而言，存在極高的資金回收風(fēng)險(xiǎn)。

“如果新能源項(xiàng)目不強(qiáng)制配儲(chǔ)，我想沒(méi)有一家公司是愿意配儲(chǔ)的。”遠(yuǎn)景能源高級(jí)副總裁田慶軍表示，“因?yàn)閮?chǔ)能沒(méi)有發(fā)揮其價(jià)值，市場(chǎng)對(duì)其的態(tài)度是越便宜越好，而不是質(zhì)量越高越好。”

可見(jiàn)，當(dāng)前儲(chǔ)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(lái)看，獨(dú)立儲(chǔ)能以將零散的新能源側(cè)配建儲(chǔ)能轉(zhuǎn)為建設(shè)集中的獨(dú)立儲(chǔ)能電站的形式，既減輕了新能源企業(yè)的配儲(chǔ)負(fù)擔(dān)，也“接棒”了下一階段儲(chǔ)能任務(wù)的主體責(zé)任，承擔(dān)著為儲(chǔ)能商業(yè)模式破局的歷史使命。

廈門科華數(shù)能科技市場(chǎng)總監(jiān)陳超表示：“獨(dú)立儲(chǔ)能可以解決當(dāng)前存量新型儲(chǔ)能不具備獨(dú)立市場(chǎng)主體身份帶來(lái)的結(jié)算難、利用率偏低等問(wèn)題。”

所謂獨(dú)立儲(chǔ)能，一般是指以獨(dú)立主體身份直接與電力調(diào)度機(jī)構(gòu)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議的項(xiàng)目，而與之相對(duì)的便是依托新能源發(fā)電項(xiàng)目配套建設(shè)的儲(chǔ)能項(xiàng)目等。

當(dāng)前，共享儲(chǔ)能作為獨(dú)立儲(chǔ)能基本的商業(yè)運(yùn)營(yíng)模式，已成為獨(dú)立儲(chǔ)能的表征。因此，一般語(yǔ)境下的獨(dú)立儲(chǔ)能也即獨(dú)立共享儲(chǔ)能。

三、獨(dú)立儲(chǔ)能初步商業(yè)化探索

目前市場(chǎng)中獨(dú)立儲(chǔ)能收益主要來(lái)自容量租賃收入、容量電價(jià)收入、電力現(xiàn)貨交易收入（峰谷價(jià)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(fù)責(zé)投資、運(yùn)維儲(chǔ)能站，以電網(wǎng)為紐帶，將儲(chǔ)能系統(tǒng)的功率和容量以商品形式租賃給電站等目標(biāo)用戶的一種商業(yè)運(yùn)營(yíng)模式。儲(chǔ)能站不再與單一電站綁定，可為多個(gè)電站同時(shí)提供儲(chǔ)能服務(wù)。容量租賃能讓供需雙方同時(shí)受益，目前容量租賃收入是獨(dú)立儲(chǔ)能電站占比最大、最為可靠持久的收入，是基本運(yùn)營(yíng)的資金支柱。目前全國(guó)各省市的容量租賃費(fèi)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(shí)限內(nèi)通過(guò)容量租賃來(lái)滿足自身需求，無(wú)需自主建設(shè)儲(chǔ)能電站，大幅減低儲(chǔ)能成本。

然而，容量租賃收入也存在著不穩(wěn)定性，當(dāng)前儲(chǔ)能市場(chǎng)需求與容量租賃目標(biāo)客戶之間存在錯(cuò)配。在源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化的背景下，儲(chǔ)能需求主要來(lái)自電網(wǎng)，但在容量租賃體系中發(fā)電站才是目標(biāo)客戶。這導(dǎo)致市場(chǎng)自發(fā)產(chǎn)生的儲(chǔ)能需求不足，須依靠強(qiáng)制配儲(chǔ)等政策維持需求量，未來(lái)政策的變動(dòng)對(duì)于儲(chǔ)能市場(chǎng)需求及價(jià)格的影響較大。

容量電價(jià)

容量電價(jià)是儲(chǔ)能站為回收成本中的容量成本收取的固定費(fèi)用。儲(chǔ)能站的容量電價(jià)是站內(nèi)各機(jī)組容量成本的加權(quán)平均數(shù)，不同電能質(zhì)量機(jī)組的容量成本則根據(jù)邊際成本和少量收益構(gòu)成計(jì)算得出。容量電價(jià)是一種“兜底”手段，在保證儲(chǔ)能容量充足性的同時(shí)，使發(fā)電機(jī)組能夠獲得容量租賃市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)以外的穩(wěn)定收入，激勵(lì)儲(chǔ)能項(xiàng)目投資。

山東省與甘肅省在容量電價(jià)機(jī)制的建設(shè)中取得先機(jī)，兩省規(guī)定，參照火電標(biāo)準(zhǔn)給予電化學(xué)儲(chǔ)能容量電價(jià)。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(chǎng)運(yùn)營(yíng)暫行規(guī)則》（征求意見(jiàn)稿）為10MW/2h以上的儲(chǔ)能電站開(kāi)放調(diào)峰容量市場(chǎng)，允許其以獨(dú)立身份參與交易，并規(guī)定儲(chǔ)能參與調(diào)峰容量市場(chǎng)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)上限為300元/MW/日。為儲(chǔ)能創(chuàng)造了調(diào)峰容量補(bǔ)償這一新的收入增長(zhǎng)點(diǎn)。目前我國(guó)需要推動(dòng)更多省市展開(kāi)對(duì)于新型儲(chǔ)能獲取容量補(bǔ)償機(jī)制的研究，建立更為完整的容量電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)體系。

電力現(xiàn)貨交易（峰谷價(jià)差套利）

新型儲(chǔ)能還可以在電力現(xiàn)貨市場(chǎng)中通過(guò)峰谷價(jià)差套利，即在電價(jià)低谷時(shí)充電、電價(jià)高峰時(shí)放電賺取電力差價(jià)收入。為了幫助新型儲(chǔ)能項(xiàng)目更快在電力現(xiàn)貨市場(chǎng)中站穩(wěn)腳跟，國(guó)家出臺(tái)相關(guān)電價(jià)減免政策，指出與電網(wǎng)聯(lián)通的獨(dú)立儲(chǔ)能電站充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加，約減少儲(chǔ)能電站度電成本0.1~0.2元/kWh，拓寬儲(chǔ)能電站可賺的峰谷價(jià)差。但是，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格存在極大不確定性，峰谷時(shí)機(jī)難以把控，這對(duì)于市場(chǎng)競(jìng)價(jià)機(jī)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(chǎng)中，儲(chǔ)能電站享有“報(bào)量不報(bào)價(jià)”及在滿足一定條件下的交易優(yōu)先權(quán)，儲(chǔ)能電站可更便捷地尋求并實(shí)現(xiàn)高價(jià)差。

輔助服務(wù)

電力市場(chǎng)輔助服務(wù)主要包括調(diào)峰、調(diào)頻、無(wú)功、事故應(yīng)急及恢復(fù)服務(wù)等，其中最常見(jiàn)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(bǔ)償，價(jià)格從0.15元/kWh（山東）到0.8元/kWh（寧夏）不等，調(diào)峰補(bǔ)貼在儲(chǔ)能項(xiàng)目還未進(jìn)入電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的地區(qū)較高。而調(diào)頻多為按調(diào)頻里程給予補(bǔ)償，根據(jù)機(jī)組（PCS）應(yīng)AGC調(diào)頻指令的多少，補(bǔ)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(duì)儲(chǔ)能項(xiàng)目可參與的其他輔助服務(wù)進(jìn)行補(bǔ)償，例如南方能源監(jiān)管局提出對(duì)獨(dú)立儲(chǔ)能電站注入無(wú)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(shí)）的標(biāo)準(zhǔn)補(bǔ)償；對(duì)獨(dú)立儲(chǔ)能電站吸收無(wú)功，防止系統(tǒng)電壓過(guò)高的服務(wù)供應(yīng)量按照15×R10（元/兆乏時(shí)）的標(biāo)準(zhǔn)補(bǔ)償，標(biāo)準(zhǔn)為R10=1元/兆乏時(shí)。除此之外，獨(dú)立儲(chǔ)能電站在經(jīng)審核后可參照火電補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)納入黑啟動(dòng)（指電力系統(tǒng)大面積停電后，在無(wú)外界電源支持的情況下，新型儲(chǔ)能自啟動(dòng)而恢復(fù)系統(tǒng)供電）應(yīng)急服務(wù)補(bǔ)償。

考慮到調(diào)峰補(bǔ)貼收入將會(huì)隨著電力現(xiàn)貨市場(chǎng)逐漸普及的趨勢(shì)淡出歷史舞臺(tái)，我國(guó)應(yīng)重點(diǎn)發(fā)展新型儲(chǔ)能的調(diào)頻服務(wù)，電化學(xué)等新型儲(chǔ)能相比傳統(tǒng)發(fā)電與抽水儲(chǔ)能在調(diào)頻時(shí)速度更快，精度更高，可持續(xù)時(shí)間更長(zhǎng)，具備成為提供調(diào)頻服務(wù)的主要形式。同時(shí)，在未來(lái)新型儲(chǔ)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(lái)，各省市紛紛展開(kāi)對(duì)獨(dú)立儲(chǔ)能的試點(diǎn)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(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目設(shè)計(jì)了不同的商業(yè)模式。

山東省：電力現(xiàn)貨交易+容量租賃+容量補(bǔ)償

以常規(guī)的100MW/200MWh鋰電池儲(chǔ)能電站為例，在收益條件不變的前提下，電站全年累計(jì)獲得收益約為5600萬(wàn)元，在融資成本4.65%的情況下，項(xiàng)目有望實(shí)現(xiàn)8%的收益率，但此收益可能會(huì)隨著近期容量補(bǔ)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(bǔ)償）

在全年調(diào)峰頻次不少于300次的情況下，一個(gè)100兆瓦/200兆瓦時(shí)的儲(chǔ)能電站可獲得4800萬(wàn)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(bǔ)償）

首個(gè)大容量獨(dú)立共享儲(chǔ)能電站——平陸儲(chǔ)能站已在廣西電力交易中心參與市場(chǎng)化交易，累計(jì)交易電量180萬(wàn)千瓦時(shí)。年調(diào)峰能力在5000萬(wàn)千瓦時(shí)以上

廣東?。弘娏ΜF(xiàn)貨交易+容量租賃+輔助服務(wù)（調(diào)峰補(bǔ)償，無(wú)功補(bǔ)償、應(yīng)急服務(wù)補(bǔ)償）已頒布實(shí)施方案，暫無(wú)數(shù)據(jù)。

獨(dú)立儲(chǔ)能多種渠道的收入變現(xiàn)隨著我國(guó)展開(kāi)的一系列電力市場(chǎng)化改革而愈發(fā)明朗，自2017年以來(lái)，我國(guó)逐步減少政府定價(jià)的計(jì)劃電量，放松對(duì)于電價(jià)浮動(dòng)上下限的限制，擴(kuò)大參與市場(chǎng)定價(jià)、接受市場(chǎng)浮動(dòng)電價(jià)的用戶范圍。2023年上半年，市場(chǎng)化交易電量的比例已達(dá)到全社會(huì)用電量的62%，政府定價(jià)與市場(chǎng)議價(jià)并行的電價(jià)“雙軌制”將會(huì)慢慢退出歷史舞臺(tái)，電力價(jià)格將能更加靈敏地反映供需關(guān)系的變化，更為準(zhǔn)確地體現(xiàn)發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)及儲(chǔ)能側(cè)的經(jīng)營(yíng)成本，電力生產(chǎn)方有望通過(guò)電力現(xiàn)貨峰谷套利獲得更高、更及時(shí)的收入。另一方面，我國(guó)致力于精細(xì)化電力定價(jià)機(jī)制，將更多種供電成本納入核算范圍。儲(chǔ)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(guó)正在加快對(duì)不同省市電力市場(chǎng)規(guī)則與標(biāo)準(zhǔn)的統(tǒng)一化進(jìn)程，要求到2025年，全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系初步建成，到2030年，全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系基本建成。儲(chǔ)能側(cè)的潛在用戶數(shù)量將隨著市場(chǎng)壁壘的消除而增加，新型儲(chǔ)能的商業(yè)前景將更為廣闊。

原標(biāo)題：如何推動(dòng)儲(chǔ)能行業(yè)跳出增收不增利困境？獨(dú)立儲(chǔ)能商業(yè)化的探索與進(jìn)程