独立储能电站的收益渠道包括哪些？

总体来说，独立储能电站的收益渠道包括容量租赁收入、容量电价收入、电 力现货交易收入和辅助服务收入等。

1. 参与电力市场现货交易获取价差套利收入

储能参与电力市场现货交易主要是通过在电价低谷时充电、电价高峰时放电赚取电力 差价收入。2022年5月出台的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的 通知》，明确了独立储能电站充电电量不承担输配电价和政府基金及附加。在此之前， 储能电站视同电力用户，应付的电价中包含能量电价、输配电价、容量电价、政府基 金及附加、相应税费等，再考虑充放电效率等因素，该政策使参与现货市场的储能电 站成本降低0.14元/千瓦时45。

山东是率先允许独立储能参与电力现货市场的省份。2022年2月，海阳国电投储能科 技、华电滕州新源热电、三峡新能源（庆云）三家新型储能电站示范项目在山东电力 交易中心完成注册，正式进入电力现货市场。三家独立储能电站充电时为市场用户， 从现货市场直接购电；放电时为发电企业，在电力现货市场进行售电，其相应充电电 量不承担输配电价和政府性基金及附加。山东的独立储能电站日结算电费均值为32万 元，预计月度结算收入可达900-1,000万元46。不过现货市场套利也存在不确定性，主 要峰谷电价的变化可能导致实际价差不及预期。

2. 容量补偿收入

容量市场是电力市场体系的重要组成部分，旨在保障电力系统长期容量的充裕性。容 量电价收入是一种激励机制，使发电机组能够获得电能量市场和辅助服务市场以外的 稳定收入，能起到补偿固定成本、激励电源投资、保障容量供应等作用，在国外电力 市场中有着广泛应用47。我国大多数省份容量补偿机制仍在研究制定中，缺乏统一、平 等、稳定的储能容量回收机制。

2021年10月，《华北电力调峰容量市场运营规则》出台，是国内首个探索以容量为交 易品种的新型辅助服务市场，参与的主体是燃煤发电机组48。山东省规定，在容量市场 运行前49，参与电力现货市场的燃煤发电机组容量补偿费用从用户侧收取，补偿参与现 货市场交易的燃煤发电机组固定成本，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）50。 根据山东省电力调控中心的报告，2022年3月，四家储能电站容量补偿总费用为1,348 万元（储能电站装机量均为100MW/200MWh），每年补偿费用约300元/kW，收益相 对可观。2022年9月，甘肃省能监办发布了《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》 （征求意见稿）》，指出10MW/2h以上的储能电站可以独立身份参与调峰容量市场交 易，为储能创造了调峰容量补偿这一新的收入增长点。甘肃在全国范围内首次为储能 电站开放了调峰容量市场，储能参与调峰容量市场补偿标准上限为300元/MW/日51。

初期容量市场的探索从燃煤机组（火电）开始，通过煤电充分进行容量市场交易，为 新能源发电资源进入容量市场和全面开放容量市场提供经验52。新能源发电机组进入容 量市场是大势所趋，可获得相对稳定的收益。

3. 容量租赁收入

容量租赁是指为风电、光伏等新能源电站提供一定容量的租赁服务，独立储能电站获 得租金，新能源电站可通过租赁获得配置储能容量，避免自建储能增加资产投入。目 前山东省允许新型储能示范项目容量在全省范围内租赁使用，获得容量租赁收益。容 量租赁费用是独立储能建设方稳定的收入来源。目前河南省出台了指导价格，建议河 南省独立储能容量租赁价格为200元/kWh/年，新能源企业和共享储能项目企业根据当 年租赁参考价签订10年以上长期租赁协议或合同。其他省份目前还未出台类似价格建 议53。但是，在实际运行中，租赁费用为250—350元/kW/年（如山东、陕西、湖南等 地），一座100MW的独立储能电站，容量租赁年收入可达3,000万元。目前，储能电 站容量租赁刚起步，主要用来满足新能源电站配储要求，通常在新能源发电集团内部 消化。但是随着新能源装机量的增加和储能收益渠道的完善，对容量租赁的需求会进 一步增加。

4. 辅助服务

电力市场辅助服务主要包括调峰、调频、事故应急及恢复服务等。一是参与调峰获得 调峰补偿。调峰已在全国范围内进行推广，多个省市出台了调峰补偿标准，主要按调 峰电量给予充电补偿，价格0.15-0.8元/kWh不等（表 13）。锂电储能的度电成本约 0.6—0.8元/kWh，大约是抽水蓄能的3-4倍，结合各地的调峰补偿，储能调峰的经济性 需要成本进一步下降才能显现54。而且，由于调峰补偿标准经常修改，储能能否从调峰 服务中获取持续稳定的收入也存在不确定性。二是参与调频服务获得调频补偿。各省 对于调频的补偿金额不同，调频主要按调频里程给予调频补偿，根据机组响应AGC调 频指令的程度，补偿0-15元/MW，而目前储能调频里程成本约6.34—9.08元/MW，调 频具备一定的获利空间。但是，调频存在市场空间有限的问题，随着储能规模的增加， 储能调频盈利性将下降。三是事故应急及恢复服务。事故应急及恢复服务包括黑启动55、 稳定切机等。部分南方省份开始推动独立储能参与黑启动服务，独立储能的收益进一 步拓宽。2022年3月，南方能源监管局发布通知，南方区域独立储能电站经所属电力 调度机构技术审核并报能源监管机构同意后，可参照火电补偿标准纳入黑启动辅助服 务补偿。

虽然独立储能电站收入渠道有多种，但是这些渠道并没有在全国推广，只是部分省市 在进行试点，不同省市独立储能收益模式略有不同。由于各地市场规则不同 和储能本身的运行特点，多数情况下储能不能得到全部渠道的收益，只能同时获得其 中部分收益。在没有开展电力现货交易的区域，以调峰为主；在开展电力现货交易的 区域，以“电力现货交易价差+容量租赁”为主。

我国电力市场化改革正在逐步推进，2022年11月，国家能源局发布了《电力现货市场 基本规则（征求意见稿）》《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》，推动储能等 参与电力现货市场交易，独立储能电站有望在更多的区域参与电力现货市场。辅助服 务市场逐渐向独立储能开放，独立储能电站通过参与调峰、调频等电力辅助服务及容 量租赁来扩宽收益渠道。未来随着新能源发电占比的提升，部分省份电力现货市场的 峰谷价差有望继续拉大，从而进一步提升储能项目盈利空间，促进独立储能的发展。 据CNESA统计，2022年独立储能接近新增投运新型储能装机规模的50%，成为新型储 能发展的趋势。