独立储能商业模式走向成熟

独立储能成熟商业模式探索正在加速。

（本文来源：微信公众号“高工储能”ID:weixin-gg-ess）

自2021年年底以来，国内多省陆续下发储能示范项目名单，独立储能电站崭露头角。1个月前，山东、浙江相继下发新型储能示范项目名单。其中山东新型储能示范项目共计29个，总规模达3103MW，独立储能电站项目为主。伴随一个个独立储能电站落地，独立储能的盈利模式逐步理顺。

从政策上看，至少19个省（市）明确调峰调频补偿标准（即来自辅助服务市场的收入）。其中河南提出，鼓励新能源租赁储能容量，建议租赁费用标准为260元/kWh·年。这是全国首次政策制定层面提出租赁费用标准，或给其他区域的租赁费带来影响。2022年3月24日，国家能源局南方监管局发布关于公开征求《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》（征求意见稿）的通告，并首次出台新型独立储能参与辅助服务单独配套政策。同月，南网拟提高调峰补偿标准，助力独立储能发展模式快速成熟。

从城市试点来看，山东、青海等地在共享储能政策和实施方面先行先试，逐步形成了较为成熟的商业模式。

青海是全国第一个推行共享储能的省份，首次将储能电站作为独立主体纳入电力辅助服务市场，并提出双边协商、区块链竞价交易等商业模式。在政策调低补偿价格后，为了弥补共享储能电站的收益损失，青海省将共享储能的充放电模式由每日“一充一放”调整为“多充多放”，通过提高储能电站利用率来实现经济收益。

而山东共享储能电站可以享有容量租赁、辅助服务、优先发电权交易等多种交易方式。据国网山东省电力公司经济技术研究院测算，叠加三重收益后，共享储能电站年收入约为7600万元，在充分考虑初始基建、设备、运营成本后，项目的静态回收期是7.79年，按照十年运营期测算，内部收益率为6.51%。如此看，山东共享储能电站具备了初步商业价值。

从如上两个典型省份的共享储能政策来看，独立储能收益模式在探索中走向成熟。

从盈利模式来看，目前电网侧独立储能的商业模式及经济性测算商业模式，主要是参与调峰（电力现货市场或辅助服务市场）+调频（辅助服务市场）+增加容量租赁（电力现货市场或辅助服务市场），三者叠加商业效益尤为明显。

值得注意的是，但独立储能参与电力市场的具体方式仍处于探索阶段，各省的实施细则各不相同，收益模式尚未完全确立。但随着电力现货市场的逐步深入成熟，以及储能技术降本，鼓励共享储能参与电力交易与结算，市场化竞价收益模式将较快走向成熟。此外，按照目前市场对储能电站的寿命要求，不考虑生命周期内更换电池，政策宜保持8年的稳定期。

有专家表示，储能将在十四五期间将由商业化初期进入规模化阶段。共享储能作为重要一环，还需尽快完善包括运行、控制、消防、安全、并网、验收、运维等各项标准。