“双碳”背景下新型储能的商业模式
为了实现绿色能源转型，电力系统结构正在逐步转变。在建设新型电力系统的当下，传统火电机组占比逐渐下降，风、光等新能源发电成为了大势所趋，但由于新能源存在波动性、不确定性等特点，如何实现大规模安全并网成为了亟需解决的问题。因此，储能因部署时间少、反应迅速、开发规模受资源条件约束小等优点而享有了更高的战略地位。欧美等国外发达国家储能发展较早，储能已经成为调节电力市场的重要参与者，其政策也更加完善。目前中国在储能领域进行了广泛而深入的探索及研究，商业模式以及市场交易方式等方面研究已经较为丰富。
在支持政策方面，国家层面颁布《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》，提出了构建新型电力系统的重要组成部分，明确新型储能可作为独立储能参与电力市场。地方层面，青海，湖南，湖北等地区就共享储能的建设模式进行了广泛且深入的研究，并发布了相关的储能支持政策。在商业模式方面，储能在发电侧、电网侧、用户侧都将得到广泛的应用，需求空间广阔，其中储能收益模式主要包括新能源容量租赁、辅助服务市场以及电能量市场3方面。
尽管储能具有极大的潜力，但从当前市场发展状况来看仍处于发展初期。由于市场机制仍处于建设过程中，其商业模式尚不明晰，储能效益无法实现最大化。同时目前大多数储能仅服务于单一主体，普遍面临利用效率与成本效益等方面的问题，制约了储能的规模化发展与商业化运行。
因此，我们基于新型储能的多元应用场景，探索了新型储能的投资运营及盈利模式，对于促进储能行业快速发展具有重要的现实意义。
根据储能在电力系统中的发挥作用，新型储能应用场景主要可分为3类。其中，发电侧储能可以提高可再生能源的灵活性，通过充放电调整实现平滑功率，保障输出稳定。电网侧储能可以响应系统调频需求、提升系统惯量支撑能力，以增加高比例新能源系统的可靠性。用户侧配置储能可以通过光储充一体化运行、微电网运行等方式参与需求响应，降低电能使用成本，提升电能质量与供电可靠性。
发电侧新型储能应用场景及商业模式分析
光伏、风电等新能源发电的波动性和间歇性导致新能源发电量和用户侧所需电量难以匹配，通过在风电、光伏电站配置储能，基于对电站储能充放电调度以及出力预测，可对可再生能源发电进行平滑控制，减少瞬时功率变化，减少对电网的冲击。
↑ 发电侧储能应用场景
考虑到发电侧储能主要的作用是通过调峰调节新能源出力和电力系统稳定，主要的调度方式包括储能联合电厂和接受调度直控两种；本文的发电侧储能主要研究分析储能联合电厂；接受调度直控，其新能源配置储能的方式多为租赁配建的共享模式，其储能主体为独立共享，独立共享储能商业模式与电网侧独立储能共享模式相同，故在下文详细描述。考虑储能联合电厂多为自建的方式，因此其主要的收益总结如下：
减少弃风弃光带来的售电收益：当用电负荷较低，新能源发电过剩时，储能电站能及时储存多发的电量，减少弃风、弃光率，并在用电负荷高位时，将储存的电量并网，改善新能源发电消纳问题。。
减少辅助服务考核费用：储能可通过系统精准放电来促进新能源场站实际发电曲线和预测发电曲线趋于统一，将具有波动性的新能源调节变为稳定性电能，可有效帮助新能源发电场减少相应费用，同时减少来自两个细则的考核压力。
联合调度下的自建储能成本费用：在联合调度模式下，储能帮助新能源减少弃风弃光，可获取弃电收益，部分成本可通过弃电收益回收，存在部分成本市场无法消纳，各新能源场站需消纳的自建储能成本，可根据容量核定收入价格。
电网侧储能应用场景及商业模式分析
电网侧储能通常是指服务电力系统运行，以协助电力调度机构向电网提供电力辅助服务、延缓或替代输变电设施升级改造等为主要目的建设的储能电站。其中：
储能缓解电网阻塞服务及延缓输配电设备扩容升级等服务是将储能电站作为电网替代性投资，优先解决变电站供电能力，在关键节点提供缓解电网线路阻塞服务，缓解重过载。
提升供电可靠性是储能通过自身容量储备满足必要时电网应急供电需求，避免供电终端。因此从提升电网整体可靠性的角度，也可考虑作为电网替代性投资。
发挥调峰、调频、备用等电力辅助市场作用的主要为独立共享储能。
↑ 电网侧储能主要应用场景及用途
对于电网替代型储能，现有政策鼓励储能作为电网替代性投资并纳入输配电价回收，本文基于“谁收益，谁承担”和“按效果付费”的机制，通过经营期定价法，参照抽水蓄能容量电价核定办法，采用“容量电费+电量电费”的两部制电价机制，通过输配电价疏导的非市场化方式回收成本。
↑ 电网替代性储能商业模式
电网侧独立共享储能的收益模式现可总分为3大部分，包括电能量市场收益、辅助服务市场收益以及容量市场收益。根据现有政策，容量市场收益主要通过容量租赁收益确定。
↑ 独立共享储能商业模式
● 电能量市场收益
在电能量市场中，电网侧独立共享储能通过参与中长期市场和现货市场，通过峰谷价差获取充放电收益。
● 辅助服务市场收益
在辅助服务市场中，独立储能通过参与深度调峰、一次调频、二次调频、黑启动以及无功补偿辅助服务品种获取收益。
● 容量共享收益
容量收益考虑容量共享收益和容量补偿。
容量共享收益是指储能电站将容量租赁给新能源场站，以租金的方式回收成本并获取相应的收益。租赁模式原则上有三种：一是基准值租赁，储能其他收益归新能源场站；二是打折基准值租赁，储能其他收益与将新能源场站分成；三是最低值租赁，储能其他收益归储能电站。三种租赁模式中的成本就是投资建设成本。
容量补偿是考虑对储能设施的装机容量或可用容量直接进行补偿的电价收入，用于衡量储能在保障电力系统容量充裕性与供电可靠性时所提供的价值，主要补偿放为电网公司。
用户侧储能应用场景及商业模式分析
用户侧储能的功能主要包括电力自发自用、峰谷价差套利、容量费用管理、以及提高供电可靠性。根据应用场景的不同，用户侧储能可以分为终端用户储能和供需互动储能。具体的商业模式为：
终端用户可利用储能进行谷峰价差套利和容量费用管理，降低用电成本。
供需互动式储能可参加的商业模式为峰谷套利收益和需求侧响应。用户侧新型储能应用场景如下表所示。
↑ 用户侧储能主要应用场景及用途
新型储能发展趋势
近年来，国内各地主动拉大用电侧峰谷价差，拓宽工商业储能盈利空间，间接带动工商业储能发展。2021年发改委推出的《关于进一步完善分时电价机制的通知》，在保持电价总水平稳定的基础上，更好引导用电侧削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，并要求各地科学划分峰谷时段、合理确定峰谷电价价差。
下图中通过对各地2023年最大峰谷价差的平均值统计，32个典型省市的总体平均价差为0.724元/千瓦时，同比增长3.4%，共有17个省市超过总平均值，有18个省市超过0.7元/千瓦时盈亏平衡点。2023年最大峰谷价差进一步拉大，超过1元/千瓦时的增至4个地区，分别是广东省（珠三角五市）、海南省、湖南省、湖北省。
↑ 2023年全国电网代购电平均最大峰谷价差情况
电力辅助服务市场层面，在中发9号文的指引下，中国已初步形成以调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、省级辅助服务市场体系。区域辅助服务市场以区域调峰辅助服务为主，实现了调峰辅助服务资源在区域内的共享互济，有效提高了区域电网对新能源的消纳能力。除西藏外，其余省份均已开展辅助服务市场运行或试运行，其中均参与了调峰辅助服务（含区域调峰）。
在容量市场层面，2023年9月，国家发展改革委、国家能源局印发了《电力现货市场基本规则（试行）》。《基本规则》不仅对电力现货市场提出了规范建设要求，也对与现货市场耦合的中长期市场、辅助服务市场、容量补偿机制和容量市场提出了明确的发展要求。目前，全国统一电力市场体系和电力现货市场稳妥有序推进，考虑到容量补偿机制与电力市场建设尤其是与电力现货市场衔接的内在需要，《基本规则》明确以市场化容量补偿机制起步，以容量市场为目标模式。
在电力现货市场层面，中国从2017年开始了对电力现货市场建设的探索，截至2023年6月，全国已有15地区均完成电力现货市场的模拟试运行，正朝着“中长期+现货+辅助服务”的完整电力市场体系大步迈进。
这些市场的建设是为了优化电力市场运行机制，促进电力资源配置效率，推动能源供给侧改革和清洁能源发展，但建设仍未覆盖所有的电力市场。
目前，各省市新型储能虽已建立多元收益来源，但电力市场建设仍不完全，辅助服务、电能量市场和容量市场的建设程度不一，未完全建立容量租赁费用、峰谷套利、辅助服务市场及容量补偿收益等盈利模式。其次，目前电化学新型储能的度电成本较高，投资主体很难盈利，导致新型储能参与的商业模式有限，缺乏完善的价格体系和补偿机制。因此，我们提出以下政策建议：
首先，统筹新型储能布局，推动规模有序发展，加快推动电源、电网侧新型储能有序建设。发挥新型储能“一站多用”的作用，优先建设集中式储能电站，提高利用效率。
其次，明确新型储能独立市场主体地位，建立适应各省份新型储能商业运营模式。建立新型储能多元收益来源，建立容量租赁费用、峰谷套利、辅助服务市场及容量补偿收益等盈利模式。支持各类市场主体投资建设运营共享储能设施，创新新型储能发展市场盈利模式。
第三，明确储能用作电网替代性投资的身份，健全新型储能容量电费+电量电费价格机制。从成本+合理收益角度，按容量电费+电量电费确定储能收益。容量电费由电网企业支付，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。
第四，规范新型储能备案、并网、运行标准，搭建新型储能安全管理体系。电网企业明确并网规则、流程，注重并网调试和验收工作的规范性，提高办事效率，支持符合条件的储能设施信息及时分级接入电网调控系统，充分发挥新型储能系统作用。
最后，建立集中式新型储能容量市场机制，体现电源侧、电网侧储能容量共享价值。针对电源侧储能和独立储能不同作用体现，鼓励新能源企业与储能电站签订长期的容量租赁合同（5年或10年），设定基于不同需求的合理的集中式储能新能源租赁价格，健全新型储能价格机制。储能自用容量由新能源发电企业按年度支付储能租赁费用。建议由政府牵头出台相关省份容量租赁建议价格，给予新能源企业与储能电站参考。
来源：南方能源建设
