但在喜人的规模数据之外，还应该看到独立储能的模式之所以在全国各地得到快速推广，本质上还是新能源按比例强制配储或竞争性配储的规则所致。而这种方式仅是为解决电网的平衡问题而采取的折中或过渡手段，未来仍然需要通过电力市场化改革去解决独立储能面临的问题。

 

 

在早些时候，电网侧储能投资者的商业逻辑是为电网提供各类服务，并希望通过输配电价将成本疏导至用户，但该模式在有效监管机制方面尚不成熟，因此，2019年出台的《输配电定价成本监审办法》，以及2020年出台的《省级电网输配电价定价办法》，均明确规定电化学储能不能计入输配电定价成本。此后该模式戛然而止。

 

电网侧不能继续建设储能，但是调峰的压力却一直存在，那么建设储能的任务又通过配额的方式“转移”给了电源侧。多个省(区)的能源主管部门要求新能源企业配置一定比例的储能，配置比例通常在10%~20%。经过粗略计算，一个光伏发电站如果按照20%的比例配置2小时的储能，考虑到折旧、维护、资金成本等因素，度电成本将会上升0.1元/千瓦时左右。在目前平价上网的趋势下，这将一定程度地增加新能源场站的资金压力。

 

按照“谁收益，谁付费”原则，简单通过并网要求将储能的建设成本转移到新能源身上是有待商榷的，虽然风、光发电具有波动性，但一方面新能源发电的低碳效益是由全社会享受的，用户既用到了清洁绿色的电能，又没有受到新能源波动性的实际影响。如果只让新能源企业承担全部的储能成本，似乎不完全公平，也不符合鼓励绿色能源的发展方向。另一方面强制配置的储能容量比例和装机时长缺乏足够的依据，若在多个方案中进行选择，新能源企业可能更倾向于选择低成本解决方案，如在部分时段选择弃电。实际上，将储能装机配额作为新能源发电项目并网条件，也并不能确保储能的建设质量，后续监督运行更难做到，最终难以实现调峰的效果。在这样的大背景下，使得一方面为新能源场站提供并网指标、推动电力低碳转型，另一方面可提供其他电网服务的独立储能电站得到了发展机遇。

 

 

租赁费收入：根据国家发改委发布的《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》，确定了新能源场站可以通过租赁的模式租用独立储能电站的容量。租赁费目前没有明确的官方标准，主要基于项目的收益要求，通过反推进行测算。可以说，容量租赁费是目前独立储能最主要的收益来源之一，是决定独立储能项目经济性的最关键因素。目前的租赁费大致在300元/千瓦/年左右，如果按照一个100兆瓦容量的储能电站计算，一年的租赁费意味着约3000万元左右的稳定现金流。

 

调峰收入：调峰是租赁费以外的重要收入保证，目前颁布有专门针对独立储能调峰价格的地区还比较少，主要有山东(0.2元/千瓦时)，青海(0.5元/千瓦时)，新疆(0.55元/千瓦时)等。以一个100兆瓦/200兆瓦时的磷酸铁锂储能电站为例，按照500小时调峰数，0.5元/千瓦时的价格测算，一年的调峰收入是2500万元左右。

 

若按照总投资4亿元(系统单位建设成本按2000元/千瓦时计算)，年收入5500万元(租赁费+调峰)计算，不包含运维、折旧等因素，项目的静态回收期超过7年，这还是在比较理想且不考虑其他运营成本等情况下的测算，显然靠这两项收入尚不足以支撑独立储能获得较好且稳定持续的收益回报，未来还需要扩展收益渠道。

 

2021年底之前发布的新版“两个细则”明确了储能可以作为独立的辅助服务主体，并且丰富了辅助服务的品种，给予了独立储能拓展盈利模式的希望。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)》，独立储能电站可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。这也是继AGC调频之后，为储能打通了一次调频的收益渠道。从国际发展经验看，在欧洲、美国等国家和地区，一次调频已经是付费的辅助服务项目，并且电化学储能发挥了重要的作用，起到了良好的调频效果。未来随着可再生能源比例大幅提高，系统转动惯量存在越来越不足的情况，在这样的背景下，一次调频成为有偿服务也有助于激励优质调频资源参与系统服务。

 

但需要指出的是，调频的市场容量是有限的。目前山西省AGC调频的总补偿费用大致是4亿元，一次调频即便达到相似的补偿量，仅靠调频也无法支撑大规模储能的收益。如果不能突破目前发电企业之间的辅助服务补偿“零和游戏”的框架，其辅助服务的市场空间将仍然有限，在整个全社会电费成本中占比不会明显上升，难以支撑未来以新能源为主体的新型电力系统对调节资源的规模化需求。

 

在现有政策环境下，调频的未来收益存在不确定性。更多主体加入，市场会出现饱和的情况，补偿标准也会随之降低。储能调频的新进入者会面临较大的市场风险，已经回收成本的参与者可能会倾向于较低的报价确保中标，使得新进入者难以收回投资。

 

 

 

储能发展本质上还是需要解决服务价值是否大于成本的问题，要解决目前商业模式上遇到的问题，关键还是建立完善的市场化成本疏导机制，由市场发现价格。不过，即使有了完善的市场机制，也并不意味着储能就“高枕无忧”，市场化同样也意味着风险。独立储能电站的投资也会面临着以下主要的风险：

 

一是更复杂的运行策略，在市场机制没有完全建立之前，目前的调频补偿标准和峰谷价差还是属于给定标准，获得的收益是固定值，储能电站是单纯的价格接受者，运行策略比较简单，相应的容量和收益测算也都比较容易。但是在成熟市场化条件下，电价由实际的电力不平衡情况决定，一个市场参与者(如储能电站)，对全网的不平衡电量以及其他主体报价策略难以掌握，而且这些信息几乎是瞬时确定的。每一个参与者实际是在和整个电网调度实时博弈，报价策略以及充放电会变得非常复杂，其背后牵扯的投资决策也会变得更加困难。

 

二是价格套利空间难以预测，随着光伏发电比例的提升，未来电价可能呈现出白天低、夜晚高的情况，类似于鸭型曲线。风力发电一般白天较小、晚上较大，对光伏发电的波动会有缓和作用。储能电站的策略一般是在新能源白天高峰阶段储电，在新能源小发、常规电源不足以支撑电网负荷的时段放电，获得较高电价。但是由于季节性因素，以及电动汽车V2G等随机性、替代性调节手段的影响，峰谷价差可能会随机变化，即可能出现高昂价差，类似于“充放一个月吃一年”的情景，也有可能出现价差甚至不如原来目录电价水平的情况(类似于2019年广东等地现货市场试点情况)。套利空间存在随机性，具体与波动性电源与调节资源的容量比例相关，考虑到2021年冬季个别地方出现的电力供应问题，若“十五五”期间我国仍保留相当数量的传统电源充当调节资源，则还是有可能存在电力供过于求的情况，对于储能的套利空间是一种影响。

 

三是可替代产品的风险，电力负荷实际上具有很强的尖峰特性(全年负荷超过最大负荷90%的时段很少，基本不到2%)，新能源的日发电曲线也是具有明显的尖峰特性，尤其是光伏发电。相对于一次投入巨大的独立储能电站，其他灵活性调节手段如可控负荷(我国夏季高峰时段空调负荷最高超过3亿千瓦)，以及规模越来越大的电动汽车充电负荷，通过有序充电和V2G形式，也可以为电网提供亿千瓦级别的调节能力。当然未来需求侧响应和电动汽车聚合的实际调节能力目前难以估量，但这二者在参与调解方面无疑具备极大的潜力。所以在储能调峰存在较多可替代产品的情况下，其竞争力需要基于多方面因素仔细考量。

 

 

在低碳转型的大背景下，储能作为独立主体要发展，归根结底还是要解决市场化成本的疏导问题。同样，在完善的市场机制下，储能还面临着多变环境下的运行策略、电价机制、交易机制等问题。

 

储能在工程层面的技术先进性与经济竞争力永远是自身发展的最重要因素。此外，储能的发展必须依靠于电力-能源大体系改革的稳步推进，储能产业的发展不是孤立的，而是与整个电力系统的转型深度绑定，良好的政策环境以及市场规则能够为独立储能的发展起到保驾护航的作用。