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新型储能商业模式分析点击上方蓝色文字，查看原文，找孙月>>一、新型储能收益模式各省份的新型储能规划推动了国内储能装机容量的增长，各地政府出台的新型储能配置补偿政策成为国内新型储能装机增长的主要驱动因素同时大量新型储能补贴政策的实施，加快了新型储能的商业化进程，新型储能市场能够吸引更多的投资商，各方的努力不断推动新型储能的产业化进程，逐渐形成了以下几种收益模式：。

1） 新能源容量租赁容量租赁费是是决定独立储能项目经济性的最关键因素之一根据《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，独立储能电站可以向需求方提供容量租赁，并收取对应费用，费用标准目前并未确定，大致在300 元/kW·年左右，主要基于项目的收益要求。

目前，新能源储能容量租赁尚处于发展初期，对于100MW/200MWh 的储能电站，按80%容量完成租赁，租赁标准300元/kW·年测算，全年容量租赁约2400 万元2） 辅助服务补偿2021 年8 月，国家能源局正式印发新版《并网主体并网运行管理规定》和《电力系统辅助服务管理办法》（简称新版“两个细则”），正式承认了新型储能拥有独立的并网主体地位，需要遵守安全稳定运行相关规定的同时，也能参与辅助服务市场获取收益。

2022 年6 月，国家能源局南方监管局印发南方区域新版《两个细则》，首先提高了独立储能电站的标准，再次确定了其主体地位，同时鼓励探索其收益模式，提高补偿标准，促进了其商业模式的完善，表3 为“两个细则”定义的辅助服务类型。

表-南方区域“两个细则”定义的辅助服务类型

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，各地区的具体收益不同，但调峰多为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，根据机组响应AGC 调频指令的多少，补偿0.1-15 元/MW 的调频补偿。

3） 电力现货市场作为独立的市场主体，储能电站可以根据电网的负荷预测曲线等数据，合理制定自己的充放电计划，并按照现货市场价格结算进入电力现货市场后，充电时为市场用户，从电力现货市场直接购电；放电时为发电企业，在现货市场直接售电。

国家发改委、能源局《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》同时明确指出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，约减少储能电站度电成本0.1-0.2 元/kWh。

当前现货市场价差套利机制逐渐完善，2022 年日现货价差超过1 元/kWh 时有出现，为独立储能电站的利用价差套利获取更大利润带来了空间4） 容量补偿2022 年11 月25 日，国家能源局发布了《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》和《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》其中指出各地区要结合实际需要，建立市场化容量补偿机制，用于鼓励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。

新型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，因此需要容量电价予以补偿但与抽蓄、火电不同的是，电化学电站建设便捷，调节性能优异，国家政策方向是将电化学储能尽可能推向电力市场去获利，容量电价仅为电化学储能收益保底手段。

二、新型储能商业模式收益模式的多样性使得新型储能在不同应用场景下都具有盈利能力，目前国内的储能模式可分为三种：电源侧新能源配置储能、用户侧配置储能和独立储能，下面将对三种模式进行分析，结合不同模式下的收益模式，研究典型省份或工程，总结出新型储能在不同应用场景下的商业模式。

2.1 电源侧配储电源侧储能的收益模式主要有：减少新能源弃风弃光带来的收益、提供电网一次二次调频辅助服务的收益、减少双细则考核费用的收益以及通过市场交易峰谷差价套利带来的收益下面以山西省为例，对其进行具体分析。

2022 年6 月10 日，山西省能源局发布了《山西省电力市场规则汇编》，指出将虚拟电厂储能企业纳入山西电力市场主体范围，独立储能以“报量报价”方式参与现货市场同年5 月18 日，山西能源监管办印发《山西电力一次调频市场交易实施细则（试行）》的通知，这是全国首个针对新型储能参与一次调频有偿服务的地方政策，促进了储能发挥快速调频能力。

首先在降低弃风弃光率方面，按照山西风电和光伏项目平均利用小时数计算，100MW 风电和光伏项目弃电量为：380 万kW 和78 万kW，因此山西省的新能源项目弃风弃光率较小，约为1.9%和0.6%；同时山西省弃风弃光主要集中在1 月份到3 月份且限电的具体时间、限电的时长和限电的幅度都无法预知。

所以限电季节的不均衡性和限电规律的不确定性使得储能设备难以发挥其应有作用其次在提供电网一次二次调频辅助服务方面，山西省电网一次调频需求次数多，周期短，对速度和精度要求较高，电化学储能调频速度快，容量可调，可作为优质的调频资源；电网二次调频对调频时长要求比较高，最短时长为2 小时45 分，电化学储能系统的优点难以发挥，因此一次调频对响应速度和精度要求严格，更有利于发挥电化学储能的调频优势，值得持续关注。

然后在减少双细则考核费用方面，考核一方面要求新能源场站做到规范化、精细化、数字化运行管控；另一方面要保障供电安全，把波动性、间歇性的新能源，调节变成友好、稳定的电能山西省部分风电场盈利，部分风电场亏损，通过储能系统精确充放电，促进新能源场站实际发电曲线和预测发电曲线趋于统一，可以减少相应费用。

最后是通过市场交易峰谷差价套利，山西电网节点电价呈现出较为明显的峰谷特点，为差价套利产生收益提供了可能，但同时经过测算，考虑以上所有收益，电源侧储能项目投资收益要达到一个合理的水平，电网峰谷价差需要达到0.86 元/kWh，目前山西电网电力市场化交易中实际的峰谷价差较小，因此其商业模式还需要进一步的研究。

新能源配储模式的发展障碍包括收益来源的不确定性以及收益分配的不公平，缺少对应的政策加持，同时储能成本需要进一步降低，只有这样该模式下的收益才能覆盖成本的投入储能在参与辅助服务市场、电能量市场等方面的机制有待进一步完善，储能安全特性、涉网特性等还需要进一步开展实证验证。

目前新能源配储模式的收益来源主要有新能源消纳补偿以及减少弃风弃光补偿，收入来源太过单一，若要大幅提高收益率，提升投资方的积极性，则需要从提高储能建设补偿和提高储能调用次数两个方面入手2.2 用户侧配储用户侧储能在供电应用场景下主要作为可靠性应急保障电源，提高供电可靠性，改善电能质量，实现高比例新能源友好接入和高效消纳。

随着整县光伏的大力推进及高供电可靠性需求应用场景的不断增多，储能在重大国际国内活动用电保障、芯片、制药、化工、精密制造等工商业园区优质供电和县域光储直柔电力系统建设等具有广阔的应用前景目前用户侧配储最主要的收益来源为峰谷电价套利，同时该领域的商业模式也会越来越成熟。

2022 年6 月7 日，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，文件指出适度拉大峰谷价差，为用户侧储能发展创造空间国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。

对大工业用电而言，安装工商业储能能有效降低两部制电价的两部分电费支出：分布式光伏“自发自用”，结合峰谷时段合理利用储能系统，有效减少实际用电费用；工商业储能系统可大幅降低容量电费图1 为工商业配储实现双降的示意图：。

图1 工商业配储实现双降我国目前绝大部分省市工业大户均已实施峰谷电价制，通过降低夜间低谷期电价，提高白天高峰期电价，来鼓励用户分时计划用电，从而有利于电力公司均衡供应电力，降低生产成本，并避免部分发电机组频繁启停造成的巨大损耗等问题。

2.3 独立储能独立储能电站是指具备调度直控条件，以独立市场主体身份直接与电网公司签订并网协议，承诺归属电网公司管理，并按照其接入位置与电网企业和相关发电企业或电力用户等相关方签订合同，约定各方权利义务的储能电站。

而共享储能可以看作是独立储能的一种商业模式简单而言，共享储能就是把独立分散在电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行优化配置，最后由电网统一协调独立共享储能具有灵活性强、适用场景广、分布广泛等优势，可以有效提高储能利用率和储能项目收益率；独立共享储能的投资主体清晰，更容易参与电力市场辅助服务及现货市场，从而推动资本对储能电站投资积极性，图2 为独立共享储能的收益来源。

图 2 独立共享储能的收益来源“新能源容量租赁+调峰辅助服务补偿租赁费”或“新能源容量租赁+现货市场价差”为当前独立储能两种主流商业模式当前各个省份针对独立储能的商业模式有所区别，例如山东省除了新能源场站租赁费以外，还包括现货市场节点电价差以及按月度可用容量给予适当容量补偿费用，浙江省则为现货市场峰谷价差+辅助服务市场收入，新疆省为赠送新能源指标+充电补偿收益（0.55 元/kWh），宁夏为优先发电量奖励+调峰收益（0.8/kWh，保证600 次）+新能源容量租赁，山西省则主要为一次调频收益。

在新能源容量租赁方面，针对出租容量的实际使用权，部分省份归属储能电站，部分省份归于新能源电厂山东的独立储能电站运营模式下，新能源租赁储能容量后，并不享有储能电站的实际使用权，对于储能电站的运营方来说，每一份容量可以获得租金、现货市场价差、容量补偿等多项收益；甘肃省则规定，独立共享储能电站租赁容量，由新能源场站享有使用权，租赁后剩余容量按规定可参与容量市场。

在参与辅助服务获得补偿方面，调峰辅助服务补偿是独立储能电站获取收益的最主要手段截至目前，南方区域电网各省市、湖南、青海、宁夏等多个区域市场都出台了独立储能电站调峰补偿规则除了单次补偿价格，使用频次也是决定其盈利水平的关键。

以山东省一个100MW/200MWh 储能电站为例，独立储能电站调峰补偿0.2 元/kWh，保证调用时长1000 小时/年，全年可获得补偿2000 万元在参与电力现货市场交易方面，以山东为例，平均两小时最高电价约0.7 元/kWh 左右，平均最低电价是约0.1 元/kWh 左右，在考虑储能充电时需要承担的容量电价（0.0991 元/kWh），以及现货交易规则下的一些附加成本（约0.02 元/kWh），一个2 小时的储能电站实际可获得的充放电电价差约为0.5 元/kWh 左右。

以85%的循环效率，全年运行330 天，每天一次充放电循环计算，全年可获得的现货市场收益约为2481 万元当前因国内各省市电力市场与相关政策的差异，独立共享储能电站的经济性也存在较大差异根据 7月山东电力交易中心介绍，山东省一个100MW/200MWh 的储能电站，目前可获的收益来自容量租赁费用、现货市场价差收益、容量补偿费用，全年总计2000 多万元的收益水平，仍然不足以支撑独立储能电站运营；而在湖南省，以华自科技定城步儒林一期项目为例，该项目容量全部出租，每年容量租赁收入即可达4480 万元，电力辅助服务假设调用费用为每次400 元/MWh，年收益2640 万元，两项收入合计7120 万元，项目已经有一定的盈利能力。

三、总结通过对以上新型储能商业模式的分析，可以看出“新能源+储能”已经成为我国新能源行业发展不可逆的趋势，而新能源配置储能的模式一直在不断探索和完善作为新型储能的一种运行模式，现在大部分独立储能项目是电网旗下子公司招标建设并运营，收益来源清晰，这种商业模式未来可能在国内成为主流模式。

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