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。
撰文 | 郑威廉
图表 | 王成龙
出品 | 星球储能所
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。
※ 增收不增利，是储能行业的怪圈
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。
从商业角度来看，海外储能市场远比国内要成熟许多，毛利率显著高于国内。根据高工储能（GGII）调研，同款280Ah电力储能电池国外和国内市场的毛利水平可相差10%至20%。
海外储能市场一片繁荣，商业化发展如火如荼，在国内却往往只落得个赔本赚吆喝，难免令储能从业者望洋兴叹。
站在储能行业面向未来的关键节点，国内储能商业模式亟待解决，而独立共享储能模式的价值初现，为整个行业带来了商业化破局的一线曙光。
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。
※ 新能源发展客观加剧了电力系统的压力
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。
※ 图表：部分地区独立储能电站
来源：星球储能所
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。
※ 储能商业化将如何解决
容量租赁是独立储能最基本的收益模式，这一点从独立储能的共享属性来看也不难理解。
独立储能电站将储能系统的容量租赁给新能源企业，赚取租赁费用。新能源企业获得上网指标，且将高昂的一次性建设成本转为较为低廉的租赁成本。而从电网稳定性的角度来看，也可以充分发挥独立储能电站装机容量大、可调度性高、规模效应的优势，显著提高电力系统运行质量。
2021年8月，国家发展改革委、国家能源局《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》中明确提出：“鼓励可再生能源发电企业与新增抽水蓄能和储能电站等签订新增消纳能力的协议或合同，明确市场化调峰资源的建设、运营等责任义务。签订储能或调峰能力合同的可再生能源发电企业，经电网企业按程序认定后，可安排相应装机并网。”从国家政策层面认可了容量租赁收入，并鼓励独立储能电站发展。
在辅助服务方面，主要包括调峰辅助服务和调频(一次调频、二次调频)辅助服务两类。调峰辅助服务即传统的削峰填谷，在负荷低谷时充电，在负荷高峰时放电，以维持电力系统更加平稳、安全运行，主要通过赚取峰谷价差以及获取调峰度电补偿来获取收入。
调峰辅助服务收入属于在电力现货市场成熟前的过渡性市场下的收入，现阶段市场规模较为庞大。当前我国超半数的储能投资收益都来自峰谷价差，随着新能源产业的高速发展，这一比重也将越来越高。
而在调频辅助服务方面，新型储能系统能够快速充放电并精准输出功率，以满足系统频率稳定的要求，调频效果远好于常规发电机组。综合来看，储能系统的调频效果约是水电机组的1.4倍，是天然气机组的2.3倍，能达到燃煤机组的20倍以上，具备一定的商业优势。
2021年12月，山西能监办发布了《山西独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施细则（试行）》，在国内首次明确了独立储能电站可作为参与电力一次调频的市场交易主体。
独立储能电站通过市场竞价方式为系统提供一次调频辅助服务，收益根据调频里程、性能确定。山西也由此成为全国首个为电力一次调频付费的地区。
电力现货市场价差套利，从基本盈利模式上看与辅助服务并无根本区分，均通过低买高卖的形式，靠峰谷电价差获利。
不同的是，辅助服务为电网直接调用，电站与电力调度机构签订调度协议，实则是一种被动参与。而将独立储能引入电力现货市场，则意味着独立储能电站得以掌握深入市场化交易的主动权，甚至与发电机组同台竞价。
在电力现货市场，电力更具商品属性。独立储能电站可以根据对现货市场的中长期观察，得出电力市场运行及价格波动的规律经验，以自计划的形式，针对时序电价做出预判，更好地实现充放电价差套利。
容量补偿电价，是对发电企业的装机容量或可用容量进行直接的电价补偿，原是为传统能源设置。由于火电角色正由主力电源转向以调峰、应急为主的辅助电源，仅靠电量电价难以维持经济性。必须通过容量电价补偿以保障相关企业运营和投资的积极性，由此构成容量补偿机制。
储能在电力系统中发挥的作用与备用火电机组相近，且同样面临经济性不佳的处境。因此，部分地区也参照火电标准给予电化学储能容量电价，构成了独立储能的收益来源之一。
在多种商业模式下，独立储能经济效益初现。这让储能行业走出商业困局的可能性，不再仅止于可能。
共享模式下，独立储能的发展势头正盛。
根据储能与电力市场统计，2022年中国储能市场共计完成了超300次的项目招投标工作，涉及278个项目，总容量超过44GWh。其中，完成招投标的独立储能项目共计20.93GWh，占比48%，占比逐年升高并大有成为国内储能装机主流之势。
自全国首个参与共享储能市场化交易的储能电站落地青海以来，各地争相出台独立储能相关政策，为本省的独立储能构建商业化基础，发挥出极大的政策驱动力。
※ 图表：各地独立储能相关政策汇总
来源：星球储能所
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。大部分地区以“容量租赁+辅助服务”或“容量租赁+现货交易”为基础模式。
※ 图表：各省份独立储能主要收益方式
来源：星球储能所
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。
山东、山西在辅助服务收益上的缺位，其实是电力市场的上位替代。两省中尤以山东独立储能在电力市场的商业化发展程度更高，下文将着重探讨，在此不再赘言。
容量补偿电价的覆盖范围较小，包括山东、浙江等。如浙江省作为国内最早提出调峰储能电站容量补偿政策的地区之一，为储能提供为期三年的容量补偿机制，将为储能电站的早期收益提供一定支撑（补偿标准逐年退坡，分别为200、180、170元/kW·年），但该项补贴仅持续三年。
值得注意的是，区别于火电装机，新型储能将是“双碳”背景下长期发挥重要职能的组成部分，发展上行而非逐渐被替代或淘汰。因此，推进其面向市场的商业化进程才是产业健康发展的长远之计。容量电价作为经济性补偿机制或不会在全国铺开，未来也很难长期延续。
在独立储能商业化“破局”的道路上，山东已经走在了全国前列。
在商业价值的实现方面，山东省独立储能容量租赁费采用市场竞价方式，制定最高现价和最低的保底价，通常的成交价格在330元/kW左右。据CNESA估计，如果能够将全部容量租赁，100MW/200MWh独立储能电站每年的容量租赁收益可达3300万元。
在现货交易层面，山东的峰谷电价差正在逐渐扩大，甚至出现较长时间段的“尖峰”及“深谷”，客观上有利于电力市场的良性发展。根据中关村储能产业技术联盟对各地2022年最大峰谷价差的平均值统计，2022年山东省峰谷电价差均价为0.739元/kWh，到2023年1月这个数字已扩大到0.926元/kWh。
据CNESA测算，山东省输配电价为0.1717元/kWh(单一制)，政府性基金及附加为0.0271元/kWh。按充电电价0.1元/kWh、放电电价0.5元/kWh、容量电费0.02元/kWh、充放电效率85%、每年360次充放电计算，100MW/200MWh独立储能电站每年现货市场收益为2196万元。
5月1日，现货交易电价范围为-80至346.09元/MWh，均价-13.02元/MWh；5月2日：现货交易电价范围为-85至499.08元/MWh，均价58.95元/MWh。
2023年5月1日20时至2日17时，山东电力实时市场出现了连续21小时的负电价，据称“刷新了长周期现货试运行负电价的时长记录。”“负电价”的出现，也在倒逼电力市场调动更多储能系统参与峰值调控，并显著增加现货市场峰谷套利收益。
按照2022年山东省峰谷电价平均分时最低价格为0.158元/kWh，以一个100MW/200MWh独立储能电站测算，假设每天一充一放，有效运行360天，充放电效率为90%，每天中午2小时现货出清电价接近0，每年提高的收益接近1000万元。
在容量电价补偿机制方面，11月16日，国网山东电力公司会同山东电力交易中心发布《关于发布2023年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告》，对2023年不同季节容量补偿分时峰谷系数K1、K2取值及执行时段测算，并引入深谷和尖峰系数及执行时段，具体结果如下。
※ 图表：山东省容量补偿峰谷系数
来源：星球储能所
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？
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。寻求商业模式突破的意义在于，充分激发投资方的积极性，使其从被动的强制配储迈向主动装机。
我国独立储能项目的储备量异常庞大。2022年，国内已启动建设或完成招标的独立储能项目共计29GWh，公开宣布但未进入实质阶段的独立储能项目达67.7GWh，分别约为2022年国内新型储能装机量的2倍和4倍。
可以说，整个行业正在蓄势待发，一旦建立起科学的市场机制，独立储能行业将被迅速激活，跃升至远超当下的庞大数量级。
※ 独立储能未能给出所有答案
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。
首先，就当前的情况来看，独立储能电站收益具有不确定性，当前条件不支持收回成本。如租赁收益与容量出租率有直接的关系。而从全国范围来看，当前独立储能电站的容量出租率仍维持在较低水平，发展最好的山东省独立储能容量出租率也仅在20%左右。
当前，仍需要政策支持来增加独立储能的收益。一方面，容量补偿机制、辅助服务补偿等补贴形式的政策扶持不能长期替代市场收益作为独立储能的主要收入来源。另一方面，作为根基的新能源强制配储政策本身，也是容量租赁这一项独立储能基本收益的根基所在。
在参与电力市场的过程当中，独立储能也并非一帆风顺。当前独立储能电站自计划往往与实际的峰谷时序存在偏差，不但不能获得可观的利润，甚至会出现亏损的情况。未来或可通过人工智能弥补此类缺陷，提升储能现货市场的盈利水平。
在独立储能看似火热的一片浪潮中，有些地方还出现了规划很好但落地很难的状况。在冷静的市场表现下，对独立储能的一切预期未免有些过分理想化。
此前，河南连续发布了两期独立储能示范项目清单，共产生独立储能电站需求3.6GW/7.2GWh。然而截至目前为止，河南省独立储能示范项目仍鲜有项目进入实质建设阶段。
最后，安全威胁既是所有储能从业者都不得不重视的问题，亦是独立储能发展前路上最大的一只拦路虎。以新型风光大基地配储的趋势来看，大功率、长时储能是未来发展的主旋律，因此规模化、集约化发展是大势所趋。
储能电芯对一致性的极高要求，放大了电池热失控的系统性风险，储能项目电池单体颗数的规模已经达到万级甚至几十万级，维护难度极大。由于电化学储能电站场景下的电池更具有串并联数量多、规模大、运行功率大等特点，一旦发生火灾，火势便将不可避免地在不断爆燃中迅速蔓延。
放眼全球储能市场，有许多成熟的商业经验都值得我们加以借鉴。
※ 海外的储能商业模式较为成熟
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。
“
联系客服
