但在喜人的規模數據之外，還應該看到獨立儲能的模式之所以在全國各地得到快速推廣，本質上還是新能源按比例強制配儲或競爭性配儲的規則所致。而這種方式僅是為解決電網的平衡問題而采取的折中或過渡手段，未來仍然需要通過電力市場化改革去解決獨立儲能面臨的問題。

 

 

在早些時候，電網側儲能投資者的商業邏輯是為電網提供各類服務，并希望通過輸配電價將成本疏導至用戶，但該模式在有效監管機制方面尚不成熟，因此，2019年出臺的《輸配電定價成本監審辦法》，以及2020年出臺的《省級電網輸配電價定價辦法》，均明確規定電化學儲能不能計入輸配電定價成本。此后該模式戛然而止。

 

電網側不能繼續建設儲能，但是調峰的壓力卻一直存在，那么建設儲能的任務又通過配額的方式“轉移”給了電源側。多個省(區)的能源主管部門要求新能源企業配置一定比例的儲能，配置比例通常在10%~20%。經過粗略計算，一個光伏發電站如果按照20%的比例配置2小時的儲能，考慮到折舊、維護、資金成本等因素，度電成本將會上升0.1元/千瓦時左右。在目前平價上網的趨勢下，這將一定程度地增加新能源場站的資金壓力。

 

按照“誰收益，誰付費”原則，簡單通過并網要求將儲能的建設成本轉移到新能源身上是有待商榷的，雖然風、光發電具有波動性，但一方面新能源發電的低碳效益是由全社會享受的，用戶既用到了清潔綠色的電能，又沒有受到新能源波動性的實際影響。如果只讓新能源企業承擔全部的儲能成本，似乎不完全公平，也不符合鼓勵綠色能源的發展方向。另一方面強制配置的儲能容量比例和裝機時長缺乏足夠的依據，若在多個方案中進行選擇，新能源企業可能更傾向于選擇低成本解決方案，如在部分時段選擇棄電。實際上，將儲能裝機配額作為新能源發電項目并網條件，也并不能確保儲能的建設質量，后續監督運行更難做到，最終難以實現調峰的效果。在這樣的大背景下，使得一方面為新能源場站提供并網指標、推動電力低碳轉型，另一方面可提供其他電網服務的獨立儲能電站得到了發展機遇。

 

 

租賃費收入：根據國家發改委發布的《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，確定了新能源場站可以通過租賃的模式租用獨立儲能電站的容量。租賃費目前沒有明確的官方標準，主要基于項目的收益要求，通過反推進行測算。可以說，容量租賃費是目前獨立儲能最主要的收益來源之一，是決定獨立儲能項目經濟性的最關鍵因素。目前的租賃費大致在300元/千瓦/年左右，如果按照一個100兆瓦容量的儲能電站計算，一年的租賃費意味著約3000萬元左右的穩定現金流。

 

調峰收入：調峰是租賃費以外的重要收入保證，目前頒布有專門針對獨立儲能調峰價格的地區還比較少，主要有山東(0.2元/千瓦時)，青海(0.5元/千瓦時)，新疆(0.55元/千瓦時)等。以一個100兆瓦/200兆瓦時的磷酸鐵鋰儲能電站為例，按照500小時調峰數，0.5元/千瓦時的價格測算，一年的調峰收入是2500萬元左右。

 

若按照總投資4億元(系統單位建設成本按2000元/千瓦時計算)，年收入5500萬元(租賃費+調峰)計算，不包含運維、折舊等因素，項目的靜態回收期超過7年，這還是在比較理想且不考慮其他運營成本等情況下的測算，顯然靠這兩項收入尚不足以支撐獨立儲能獲得較好且穩定持續的收益回報，未來還需要擴展收益渠道。

 

2021年底之前發布的新版“兩個細則”明確了儲能可以作為獨立的輔助服務主體，并且豐富了輔助服務的品種，給予了獨立儲能拓展盈利模式的希望。2021年12月，山西能監辦發布了《山西獨立儲能電站參與電力一次調頻市場交易實施細則(試行)》，獨立儲能電站可通過市場競價方式為系統提供一次調頻輔助服務，收益根據調頻里程、性能確定。這也是繼AGC調頻之后，為儲能打通了一次調頻的收益渠道。從國際發展經驗看，在歐洲、美國等國家和地區，一次調頻已經是付費的輔助服務項目，并且電化學儲能發揮了重要的作用，起到了良好的調頻效果。未來隨著可再生能源比例大幅提高，系統轉動慣量存在越來越不足的情況，在這樣的背景下，一次調頻成為有償服務也有助于激勵優質調頻資源參與系統服務。

 

但需要指出的是，調頻的市場容量是有限的。目前山西省AGC調頻的總補償費用大致是4億元，一次調頻即便達到相似的補償量，僅靠調頻也無法支撐大規模儲能的收益。如果不能突破目前發電企業之間的輔助服務補償“零和游戲”的框架，其輔助服務的市場空間將仍然有限，在整個全社會電費成本中占比不會明顯上升，難以支撐未來以新能源為主體的新型電力系統對調節資源的規模化需求。

 

在現有政策環境下，調頻的未來收益存在不確定性。更多主體加入，市場會出現飽和的情況，補償標準也會隨之降低。儲能調頻的新進入者會面臨較大的市場風險，已經回收成本的參與者可能會傾向于較低的報價確保中標，使得新進入者難以收回投資。

 

 

 

儲能發展本質上還是需要解決服務價值是否大于成本的問題，要解決目前商業模式上遇到的問題，關鍵還是建立完善的市場化成本疏導機制，由市場發現價格。不過，即使有了完善的市場機制，也并不意味著儲能就“高枕無憂”，市場化同樣也意味著風險。獨立儲能電站的投資也會面臨著以下主要的風險：

 

一是更復雜的運行策略，在市場機制沒有完全建立之前，目前的調頻補償標準和峰谷價差還是屬于給定標準，獲得的收益是固定值，儲能電站是單純的價格接受者，運行策略比較簡單，相應的容量和收益測算也都比較容易。但是在成熟市場化條件下，電價由實際的電力不平衡情況決定，一個市場參與者(如儲能電站)，對全網的不平衡電量以及其他主體報價策略難以掌握，而且這些信息幾乎是瞬時確定的。每一個參與者實際是在和整個電網調度實時博弈，報價策略以及充放電會變得非常復雜，其背后牽扯的投資決策也會變得更加困難。

 

二是價格套利空間難以預測，隨著光伏發電比例的提升，未來電價可能呈現出白天低、夜晚高的情況，類似于鴨型曲線。風力發電一般白天較小、晚上較大，對光伏發電的波動會有緩和作用。儲能電站的策略一般是在新能源白天高峰階段儲電，在新能源小發、常規電源不足以支撐電網負荷的時段放電，獲得較高電價。但是由于季節性因素，以及電動汽車V2G等隨機性、替代性調節手段的影響，峰谷價差可能會隨機變化，即可能出現高昂價差，類似于“充放一個月吃一年”的情景，也有可能出現價差甚至不如原來目錄電價水平的情況(類似于2019年廣東等地現貨市場試點情況)。套利空間存在隨機性，具體與波動性電源與調節資源的容量比例相關，考慮到2021年冬季個別地方出現的電力供應問題，若“十五五”期間我國仍保留相當數量的傳統電源充當調節資源，則還是有可能存在電力供過于求的情況，對于儲能的套利空間是一種影響。

 

三是可替代產品的風險，電力負荷實際上具有很強的尖峰特性(全年負荷超過最大負荷90%的時段很少，基本不到2%)，新能源的日發電曲線也是具有明顯的尖峰特性，尤其是光伏發電。相對于一次投入巨大的獨立儲能電站，其他靈活性調節手段如可控負荷(我國夏季高峰時段空調負荷最高超過3億千瓦)，以及規模越來越大的電動汽車充電負荷，通過有序充電和V2G形式，也可以為電網提供億千瓦級別的調節能力。當然未來需求側響應和電動汽車聚合的實際調節能力目前難以估量，但這二者在參與調解方面無疑具備極大的潛力。所以在儲能調峰存在較多可替代產品的情況下，其競爭力需要基于多方面因素仔細考量。

 

 

在低碳轉型的大背景下，儲能作為獨立主體要發展，歸根結底還是要解決市場化成本的疏導問題。同樣，在完善的市場機制下，儲能還面臨著多變環境下的運行策略、電價機制、交易機制等問題。

 

儲能在工程層面的技術先進性與經濟競爭力永遠是自身發展的最重要因素。此外，儲能的發展必須依靠于電力-能源大體系改革的穩步推進，儲能產業的發展不是孤立的，而是與整個電力系統的轉型深度綁定，良好的政策環境以及市場規則能夠為獨立儲能的發展起到保駕護航的作用。