近年來，隨著風電光伏等大規模發展，疊加“雙碳”轉型的要求，可再生能源越來越多地接入電網，電力系統面臨著越來越大的消納壓力，如何維護電力系統的安全可靠運行，成為需要解決的挑戰。在這一過程中，儲能的發展被寄予厚望。儲能可以平抑新能源的隨機性、波動性和間歇性，同時能夠提升新能源消納量、降低發電計劃偏差、提升電網安全運行穩定性，正得到業內的高度關注。

2021年12月，國家能源局印發新版《電力輔助服務管理辦法》，確認了儲能獨立主體的身份。隨后，出臺了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。

隨著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、獨立儲能項目盈利模式

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臺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。同時國家發改委、國家能源局下發《關于進一步推動新型儲能參與現貨市場和調度運用的通知》（發改辦運行[2022]475號）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2022年山東省電力現貨市場結算試運行工作有關事項的補充通知》指出：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。山東省為鼓勵獨立儲能示范項目發展，在《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：暫按電力市場規則中獨立儲能月度可用容量補償的2倍標準執行。

（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）》（征求意見稿）指出：優先支持建設使用大型共享儲能電站的項目，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。但隨著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必然會帶動儲能電站租賃市場趨熱，預計租賃價格在330元/年·kW左右。

二、配套儲能

目前我國多地明確要求新能源配建儲能使用。2021年以來，寧夏、遼寧、安徽、福建、內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。配建儲能要求范圍涵蓋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范。

2021年山東省印發《關于開展儲能示范應用的實施意見》，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爭排序規則由系統自動排序?？梢娕涮變δ芤呀洺蔀樯綎|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日之后，除電力供需不平衡時會提前一日通知做好調用準備，其余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，結算時會將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凌晨，此時配套儲能只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只有充放峰谷價差，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。

為了更直觀的展示配套儲能盈利存在的問題，以某光伏電站（50MW）配建儲能5MW為例。2022年1月至11月14日，共計充電電量159.134萬kWh，其中作為用戶購電電量5.061萬kwh，使用光伏發電充電電量154.073萬kWh。放電電量135.962萬kWh，充放電轉換效率85.44%。其中由于結算問題，無法實現峰谷價差盈利；充放電轉換效率損耗部分造成的虧損為7.14萬元；作為用戶購電產生的費用為3.53萬元，共計損失可達10.66萬元。配建儲能入不敷出影響著新建新能源場站的建設和儲能市場的長遠發展。

三、儲能項目發展現狀及建議

截至2022年10月，山東省風電、光伏裝機容量 60192.57MW；儲能項目共計46座，總容量874.05MW，同比增長459.93%，儲能容量占新能源裝機比例為1.5%。其中新能源場站配套儲能39座，容量361.45MW，占比41.35%；獨立儲能電站7座，容量512.6MW，占比58.65%。獨立儲能后來者居上，占據山東省儲能市場的半壁江山，對電網調峰、維護電網安全作出貢獻。

新型儲能已成為投資熱點，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，特別是配套儲能項目，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。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逐步在由試驗走向應用，新型儲能產業布局迎來重大機遇，應全局性考慮儲能產業的發展，引導各種類型儲能有序建設，理清產業鏈發展，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，通過價格信號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，出臺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。山東省目前將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?？茖W規劃、統籌配置儲能的比例和裝機規模，出臺配套儲能后續建設政策，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。

（作者均供職于中國三峽新能源（集團）股份有限公司山東分公司）