行業新聞
新型儲能盈利模式
2021年12月，國家能源局印發新版《電力輔助服務管理辦法》，确認了儲能獨立主體的身份。之後出台一系列文件支持獨立儲能的運營發展。獨立儲能電站一般是指以獨立主體身份直接與電力調度機構簽訂并網調度協議的項目。與之相對的是依托新能源發電項目配套建設的儲能項目，能夠實現自發電充電。随着儲能市場的逐步發展，儲能項目的盈利模式受到廣泛關注。
（一）現貨市場電能量交易收入《山東省電力現貨市場交易規則（試行）》規定：滿足電網接入技術要求的獨立儲能設施以自調度模式參與電能量市場。參與電能量市場時，儲能設施主體在競價日通過山東電力交易平台申報運行日自調度曲線，在滿足電網安全運行和新能源優先消納的條件下優先出清，并接受現貨市場價格。國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》指出，獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。
（二）容量市場補償收入《關于進一步做好2022年下半年山東省電力現貨市場結算試運行工作有關事項的通知》指出：獨立儲能電站日發電可用容量=（儲能電站核定充電容量/2）×K/24，K為儲能電站日可用等效小時數，初期電化學儲能電站日可用等效小時數暫定為2小時。為鼓勵獨立儲能示範項目發展，山東省人民政府《關于印發2022年“穩中求進”高質量發展政策清單（第四批）的通知》規定：堅持新型儲能市場化發展方向，推動獨立儲能示範項目積極參與電力現貨交易，暫按電力市場規則中獨立儲能月度可用容量補償的2倍标準執行。
（三）容量租賃市場租金收入《山東省風電、光伏發電項目并網保障實施辦法（試行）》指出：相同條件下，優先支持配置大型獨立儲能電站的項目，其次支持配建儲能的項目，再次支持租賃儲能的項目。
受政策影響，山東省2022年第三季度前無新增陸上風電、光伏項目，儲能租賃市場尚不夠活躍。但随着山東省陸上風電和光伏項目的逐步放開，新增集中式新能源項目會帶動儲能電站租賃市場趨熱，預計租賃價格在330元/年·千瓦左右。
内蒙古2021年保障性并網集中式風電、光伏發電項目優選結果中提出按15%~30%配儲，儲能時長2小時；新疆結合當地電網消納實際，提出對建設4小時以上時長儲能項目的企業，允許配建儲能規模4倍的風電光伏發電項目，鼓勵光伏與儲熱型光熱發電以9∶1規模配建。越來越多的地區對分布式光伏提出配套建設儲能的要求。
2021年山東省印發《關于開展儲能示範應用的實施意見》，提出新增集中式風電、光伏發電項目，原則上按照不低于10%比例配建或租賃儲能設施，連續充電時間不低于2小時。2022年《山東省風電、光伏發電項目并網保障指導意見（試行）》提出，2023年底前并網的海上風電項目、2025年底前并網的漂浮式海上光伏項目免于配建或租賃儲能設施，其他海上風電、海上光伏項目由項目開發企業按承諾配置儲能設施，全力保障并網。競配項目要求項目按照儲能優先原則和競争排序規則由系統自動排序。可見配套儲能已經成為山東省未來新能源場站建設必不可少的部分。
（一）配套儲能盈利模式參與市場交易的新能源項目與配套建設儲能作為一個市場主體參與市場結算。即充電與放電價格接受市場現貨電價。
2022年9月16日前，配套儲能接受調度調令進行充放電操作，9月16日之後，除電力供需不平衡時會提前一日通知做好調用準備，其餘時間實現配套儲能自調度。
（二）配套儲能項目盈利模式存在的問題1.依據《山東省電力現貨市場交易規則（試行）》，目前山東省光伏場站結算時，日分時電量由電網企業抄錄的日總電量、依據電力調度機構技術支持系統采集的發電出力曲線分解形成。其中當配套儲能放電處于非光伏發電時刻，結算時會将相應放電量移回光伏發電區間，無法享受晚高峰高價放電帶來的收益。盡管目前配套儲能可以實現自調度模式，但由于結算機制問題，無法進行峰谷價差盈利。
2.當充電時間段處于光伏非發電時間段，如夏季的低谷時間在淩晨，此時配套儲能隻能作為電力用戶承擔相應市場交易價格及附加價格（包括容量補償電價、輸配電價、政府性基金及附加），造成充電成本的增加。
3.配套儲能目前的盈利方式隻有充放峰谷價差，沒有任何其他補償性收入。因充放電轉換效率造成的損耗部分由電站自己負擔，成為了減少收益的又一項原因。
（一）優化儲能配置方式，合理儲能布局。随着液流電池、鈉離子電池、空氣壓縮儲能、二氧化碳儲能等新技術逐步在由試驗走向應用，新型儲能産業布局迎來重大機遇，應全局性考慮儲能産業的發展，引導各種類型儲能有序建設，理清産業鍊發展，切實發揮儲能的作用，避免資源浪費。
（二）豐富完善儲能盈利模式，利用市場推動儲能持續發展。建立保障儲能項目盈利的長效機制，推動儲能盈利模式多元化，完善電能量市場、容量市場、輔助服務市場等市場的參與規則及價格形成機制，通過價格信号引導儲能市場良性發展。盡快解決光伏場站配套儲能項目的結算問題，研究推動配套儲能向獨立儲能轉化的可行性，出台配套儲能綜合利用等實施細則支持配套儲能盈利模式的多樣化；研究配套建設儲能與新能源項目作為一個市場主體，對新能源參與現貨市場起到的調整與穩定作用。
（三）統籌規劃配建儲能，支持容量租賃市場發展。山東省目前将儲能裝機配額作為新能源發電項目并網條件，但對配儲能的容量比例和裝機時長缺乏足夠依據。科學規劃、統籌配置儲能的比例和裝機規模，出台配套儲能後續建設政策，鼓勵通過租賃獨立儲能容量形式進一步支持和完善容量租賃市場。
1.獨立儲能項目盈利模式分析
以山東省為例，目前獨立儲能電站收入主要來自三個方面：現貨市場電能量交易收入、容量市場補償收入、容量租賃市場租金收入。（一）現貨市場電能量交易收入《山東省電力現貨市場交易規則（試行）》規定：滿足電網接入技術要求的獨立儲能設施以自調度模式參與電能量市場。參與電能量市場時，儲能設施主體在競價日通過山東電力交易平台申報運行日自調度曲線，在滿足電網安全運行和新能源優先消納的條件下優先出清，并接受現貨市場價格。國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》指出，獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。
（二）容量市場補償收入《關于進一步做好2022年下半年山東省電力現貨市場結算試運行工作有關事項的通知》指出：獨立儲能電站日發電可用容量=（儲能電站核定充電容量/2）×K/24，K為儲能電站日可用等效小時數，初期電化學儲能電站日可用等效小時數暫定為2小時。為鼓勵獨立儲能示範項目發展，山東省人民政府《關于印發2022年“穩中求進”高質量發展政策清單（第四批）的通知》規定：堅持新型儲能市場化發展方向，推動獨立儲能示範項目積極參與電力現貨交易，暫按電力市場規則中獨立儲能月度可用容量補償的2倍标準執行。
（三）容量租賃市場租金收入《山東省風電、光伏發電項目并網保障實施辦法（試行）》指出：相同條件下，優先支持配置大型獨立儲能電站的項目，其次支持配建儲能的項目，再次支持租賃儲能的項目。
受政策影響，山東省2022年第三季度前無新增陸上風電、光伏項目，儲能租賃市場尚不夠活躍。但随着山東省陸上風電和光伏項目的逐步放開，新增集中式新能源項目會帶動儲能電站租賃市場趨熱，預計租賃價格在330元/年·千瓦左右。
2.配套儲能項目盈利模式分析
目前我國多地明确要求新能源配建儲能。2021年以來，甯夏、遼甯、安徽、福建、内蒙古等地陸續在新能源上網等相關文件中提出了對儲能技術、配套等具體要求。配建儲能要求範圍涵蓋25個省份，各地結合當地實際情況，對配置比例和時間進行規範。内蒙古2021年保障性并網集中式風電、光伏發電項目優選結果中提出按15%~30%配儲，儲能時長2小時；新疆結合當地電網消納實際，提出對建設4小時以上時長儲能項目的企業，允許配建儲能規模4倍的風電光伏發電項目，鼓勵光伏與儲熱型光熱發電以9∶1規模配建。越來越多的地區對分布式光伏提出配套建設儲能的要求。
2021年山東省印發《關于開展儲能示範應用的實施意見》，提出新增集中式風電、光伏發電項目，原則上按照不低于10%比例配建或租賃儲能設施，連續充電時間不低于2小時。2022年《山東省風電、光伏發電項目并網保障指導意見（試行）》提出，2023年底前并網的海上風電項目、2025年底前并網的漂浮式海上光伏項目免于配建或租賃儲能設施，其他海上風電、海上光伏項目由項目開發企業按承諾配置儲能設施，全力保障并網。競配項目要求項目按照儲能優先原則和競争排序規則由系統自動排序。可見配套儲能已經成為山東省未來新能源場站建設必不可少的部分。
（一）配套儲能盈利模式參與市場交易的新能源項目與配套建設儲能作為一個市場主體參與市場結算。即充電與放電價格接受市場現貨電價。
2022年9月16日前，配套儲能接受調度調令進行充放電操作，9月16日之後，除電力供需不平衡時會提前一日通知做好調用準備，其餘時間實現配套儲能自調度。
（二）配套儲能項目盈利模式存在的問題1.依據《山東省電力現貨市場交易規則（試行）》，目前山東省光伏場站結算時，日分時電量由電網企業抄錄的日總電量、依據電力調度機構技術支持系統采集的發電出力曲線分解形成。其中當配套儲能放電處于非光伏發電時刻，結算時會将相應放電量移回光伏發電區間，無法享受晚高峰高價放電帶來的收益。盡管目前配套儲能可以實現自調度模式，但由于結算機制問題，無法進行峰谷價差盈利。
2.當充電時間段處于光伏非發電時間段，如夏季的低谷時間在淩晨，此時配套儲能隻能作為電力用戶承擔相應市場交易價格及附加價格（包括容量補償電價、輸配電價、政府性基金及附加），造成充電成本的增加。
3.配套儲能目前的盈利方式隻有充放峰谷價差，沒有任何其他補償性收入。因充放電轉換效率造成的損耗部分由電站自己負擔，成為了減少收益的又一項原因。
3.促進新型儲能發展的建議
新型儲能尤其是電化學儲能已成為新興的投資熱點，市場對磷酸鐵锂電池的需求會越來越大，锂離子電池項目建設成本居高不下，成本疏導困難；同時由于盈利模式不足以支撐儲能項目覆蓋成本，特别是配套儲能項目，市場驅動力不足，影響儲能項目未來的布局和發展。（一）優化儲能配置方式，合理儲能布局。随着液流電池、鈉離子電池、空氣壓縮儲能、二氧化碳儲能等新技術逐步在由試驗走向應用，新型儲能産業布局迎來重大機遇，應全局性考慮儲能産業的發展，引導各種類型儲能有序建設，理清産業鍊發展，切實發揮儲能的作用，避免資源浪費。
（二）豐富完善儲能盈利模式，利用市場推動儲能持續發展。建立保障儲能項目盈利的長效機制，推動儲能盈利模式多元化，完善電能量市場、容量市場、輔助服務市場等市場的參與規則及價格形成機制，通過價格信号引導儲能市場良性發展。盡快解決光伏場站配套儲能項目的結算問題，研究推動配套儲能向獨立儲能轉化的可行性，出台配套儲能綜合利用等實施細則支持配套儲能盈利模式的多樣化；研究配套建設儲能與新能源項目作為一個市場主體，對新能源參與現貨市場起到的調整與穩定作用。
（三）統籌規劃配建儲能，支持容量租賃市場發展。山東省目前将儲能裝機配額作為新能源發電項目并網條件，但對配儲能的容量比例和裝機時長缺乏足夠依據。科學規劃、統籌配置儲能的比例和裝機規模，出台配套儲能後續建設政策，鼓勵通過租賃獨立儲能容量形式進一步支持和完善容量租賃市場。
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