2021年12月，國家能源局印發(fā)新版《電力輔助服務(wù)管理辦法》，確認(rèn)了儲能獨立主體的身份。之后出臺一系列文件支持獨立儲能的運營發(fā)展。獨立儲能電站一般是指以獨立主體身份直接與電力調(diào)度機構(gòu)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議的項目。與之相對的是依托新能源發(fā)電項目配套建設(shè)的儲能項目，能夠?qū)崿F(xiàn)自發(fā)電充電。隨著儲能市場的逐步發(fā)展，儲能項目的盈利模式受到廣泛關(guān)注。
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(xiàn)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(xiàn)貨市場電能量交易收入
《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則（試行）》規(guī)定：滿足電網(wǎng)接入技術(shù)要求的獨立儲能設(shè)施以自調(diào)度模式參與電能量市場。參與電能量市場時，儲能設(shè)施主體在競價日通過山東電力交易平臺申報運行日自調(diào)度曲線，在滿足電網(wǎng)安全運行和新能源優(yōu)先消納的條件下優(yōu)先出清，并接受現(xiàn)貨市場價格。國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》指出，獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加。
（二）容量市場補償收入
《關(guān)于進一步做好2022年下半年山東省電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行工作有關(guān)事項的通知》指出：獨立儲能電站日發(fā)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(shù)，初期電化學(xué)儲能電站日可用等效小時數(shù)暫定為2小時。為鼓勵獨立儲能示范項目發(fā)展，山東省人民政府《關(guān)于印發(fā)2022年“穩(wěn)中求進”高質(zhì)量發(fā)展政策清單（第四批）的通知》規(guī)定：堅持新型儲能市場化發(fā)展方向，推動獨立儲能示范項目積極參與電力現(xiàn)貨交易，暫按電力市場規(guī)則中獨立儲能月度可用容量補償?shù)?倍標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行。
（三）容量租賃市場租金收入
《山東省風(fēng)電、光伏發(fā)電項目并網(wǎng)保障實施辦法（試行）》指出：相同條件下，優(yōu)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(fēng)電、光伏項目，儲能租賃市場尚不夠活躍。但隨著山東省陸上風(fēng)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(yù)計租賃價格在330元/年·千瓦左右。
配套儲能項目盈利模式分析
目前我國多地明確要求新能源配建儲能。2021年以來，寧夏、遼寧、安徽、福建、內(nèi)蒙古等地陸續(xù)在新能源上網(wǎng)等相關(guān)文件中提出了對儲能技術(shù)、配套等具體要求。配建儲能要求范圍涵蓋25個省份，各地結(jié)合當(dāng)?shù)貙嶋H情況，對配置比例和時間進行規(guī)范。
內(nèi)蒙古2021年保障性并網(wǎng)集中式風(fēng)電、光伏發(fā)電項目優(yōu)選結(jié)果中提出按15%~30%配儲，儲能時長2小時；新疆結(jié)合當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)消納實際，提出對建設(shè)4小時以上時長儲能項目的企業(yè)，允許配建儲能規(guī)模4倍的風(fēng)電光伏發(fā)電項目，鼓勵光伏與儲熱型光熱發(fā)電以9∶1規(guī)模配建。越來越多的地區(qū)對分布式光伏提出配套建設(shè)儲能的要求。
2021年山東省印發(fā)《關(guān)于開展儲能示范應(yīng)用的實施意見》，提出新增集中式風(fēng)電、光伏發(fā)電項目，原則上按照不低于10%比例配建或租賃儲能設(shè)施，連續(xù)充電時間不低于2小時。2022年《山東省風(fēng)電、光伏發(fā)電項目并網(wǎng)保障指導(dǎo)意見（試行）》提出，2023年底前并網(wǎng)的海上風(fēng)電項目、2025年底前并網(wǎng)的漂浮式海上光伏項目免于配建或租賃儲能設(shè)施，其他海上風(fēng)電、海上光伏項目由項目開發(fā)企業(yè)按承諾配置儲能設(shè)施，全力保障并網(wǎng)。競配項目要求項目按照儲能優(yōu)先原則和競爭排序規(guī)則由系統(tǒng)自動排序?？梢娕涮變δ芤呀?jīng)成為山東省未來新能源場站建設(shè)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(shè)儲能作為一個市場主體參與市場結(jié)算。即充電與放電價格接受市場現(xiàn)貨電價。
2022年9月16日前，配套儲能接受調(diào)度調(diào)令進行充放電操作，9月16日之后，除電力供需不平衡時會提前一日通知做好調(diào)用準(zhǔn)備，其余時間實現(xiàn)配套儲能自調(diào)度。
（二）配套儲能項目盈利模式存在的問題
1.依據(jù)《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則（試行）》，目前山東省光伏場站結(jié)算時，日分時電量由電網(wǎng)企業(yè)抄錄的日總電量、依據(jù)電力調(diào)度機構(gòu)技術(shù)支持系統(tǒng)采集的發(fā)電出力曲線分解形成。其中當(dāng)配套儲能放電處于非光伏發(fā)電時刻，結(jié)算時會將相應(yīng)放電量移回光伏發(fā)電區(qū)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(xiàn)自調(diào)度模式，但由于結(jié)算機制問題，無法進行峰谷價差盈利。
2.當(dāng)充電時間段處于光伏非發(fā)電時間段，如夏季的低谷時間在凌晨，此時配套儲能只能作為電力用戶承擔(dān)相應(yīng)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只有充放峰谷價差，沒有任何其他補償性收入。因充放電轉(zhuǎn)換效率造成的損耗部分由電站自己負(fù)擔(dān)，成為了減少收益的又一項原因。
促進新型儲能發(fā)展的建議
新型儲能尤其是電化學(xué)儲能已成為新興的投資熱點，市場對磷酸鐵鋰電池的需求會越來越大，鋰離子電池項目建設(shè)成本居高不下，成本疏導(dǎo)困難；同時由于盈利模式不足以支撐儲能項目覆蓋成本，特別是配套儲能項目，市場驅(qū)動力不足，影響儲能項目未來的布局和發(fā)展。
（一）優(yōu)化儲能配置方式，合理儲能布局。隨著液流電池、鈉離子電池、空氣壓縮儲能、二氧化碳儲能等新技術(shù)逐步在由試驗走向應(yīng)用，新型儲能產(chǎn)業(yè)布局迎來重大機遇，應(yīng)全局性考慮儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，引導(dǎo)各種類型儲能有序建設(shè)，理清產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展，切實發(fā)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(xù)發(fā)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(wù)市場等市場的參與規(guī)則及價格形成機制，通過價格信號引導(dǎo)儲能市場良性發(fā)展。盡快解決光伏場站配套儲能項目的結(jié)算問題，研究推動配套儲能向獨立儲能轉(zhuǎn)化的可行性，出臺配套儲能綜合利用等實施細(xì)則支持配套儲能盈利模式的多樣化；研究配套建設(shè)儲能與新能源項目作為一個市場主體，對新能源參與現(xiàn)貨市場起到的調(diào)整與穩(wěn)定作用。
（三）統(tǒng)籌規(guī)劃配建儲能，支持容量租賃市場發(fā)展。山東省目前將儲能裝機配額作為新能源發(fā)電項目并網(wǎng)條件，但對配儲能的容量比例和裝機時長缺乏足夠依據(jù)。科學(xué)規(guī)劃、統(tǒng)籌配置儲能的比例和裝機規(guī)模，出臺配套儲能后續(xù)建設(shè)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。
