本文约3600字，阅读时长10分钟，时间杠杆率=90[1]，欢迎关注，交个朋友。太难了，储能电站根本不赚钱，收入来源的「数」和「量」都完全不及预期，从源侧配储到网侧独立，终究还是算不过账。如果说「强制配储」是新能源和储能的「实体绑定」，那么「独立共享」就是二者的「灵魂绑定」了。「灵魂绑定」（Soulbound）这个概念源自于游戏《魔兽世界》，在游戏中某些物品只能由玩家自己使用，无法交易或转让。![]()
从自建到租赁的转变意味着，虽然新能源项目与储能之间签订了租赁合同，但两者在实际运行操作中仍然存在物理和调度上的隔离，可以说是某种程度上的“各玩各的”。- 实体绑定：在自建配储模式下，新能源和储能可以紧密结合，储能设施由新能源项目自行建设和管理。这种模式确保了两者在物理上是统一的，有助于实时调节和优化电力输出。
- 灵魂绑定：在租赁独立储能的模式中，新能源项目与储能之间的关系更为松散。尽管签订了合同，实际操作中两者的调度和管理仍然是独立的，只是有灵魂上的连接。这种模式允许新能源项目在不同地理位置租赁储能容量，但可能导致调度效率低下和资源利用不充分。
当然，"灵魂绑定"模式也有受市场青睐的优势：
- 专业化：独立储能运营商可能拥有更专业的管理和优化能力。
上一篇我们探索了国内的容量电价机制（容量电价：为存在而付费），这一篇我们来看看独立储能的容量电价情况。
不过在此之前，我们需要搞清楚一些问题，如，对于独立储能来说有哪些支持政策，它的收入来源有哪些，和哪些主体有互动和交集，实际的运行情况如何，有了这些基础，容量电价的未来也许就可以看得更加清晰了。![]()
因为我国可再生能源迅猛发展，但电力系统灵活性不足、调节能力不够等短板和问题突出，制约更高比例和更大规模可再生能源发展。要知道，实现碳达峰关键在促进可再生能源发展，促进可再生能源发展关键在于消纳，保障可再生能源消纳关键在于电网接入、调峰和储能。以上这段早在2021年7月发布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》中就说过，定调很高，要积极鼓励，大力执行。比这个政策早两周的《 关于加快推动新型储能发展的指导意见(发改能源规〔2021〕1051号)》，可能是最早提到新能源配储的政策了：要大力推进电源侧储能项目建设，结合系统实际需求，布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。
上面这条是“大力推进电源侧储能项目建设”，可以简单理解为新能源配储，并且政策进一步明确了这类项目的激励机制：
对于配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，动态评估其系统价值和技术水平，可在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。
如今火热的独立储能，在彼时收到的支持和重视稍弱一些，属于“积极推动电网侧储能合理化布局”，要求在关键节点布局电网侧储能就行。
1、电网侧储能是指电力系统中能接受电力调度机构统一调度、响应电网需求，能发挥全局性、系统性作用的储能资源，以独立储能为主。2、独立储能是指具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目。可见电网侧储能包含独立储能，多出的部分笔者猜测为“电网替代型储能”，它适用于偏远地区，配电网的负荷密度较低，供电半径较长的情况，与独立储能最大的区别在于可以纳入输配电成本，可谓“亲儿子”，但目前来看推广不多，政策也不明确。为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。
但储能也只是调峰资源的一种，你当然可以自建，也可以通过市场交易的方式向抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或开展灵活性改造的火电等市场主体购买调峰能力，包括购买调峰储能项目和购买调峰储能服务两种方式。
购买调峰和储能项目建成投运后，对于购买调峰储能项目的，视同企业自建项目进行运行管理；对于购买调峰储能服务的，发电企业与调峰储能项目企业签订调峰服务绑定协议或合同，约定双方权责和收益分配方式，鼓励签订10年以上的长期协议或合同。为保证项目调峰和储能能力可用性，电网调度机构不定期对相关项目开展调度测试。
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时间来到2022年，新能源配储也出现了一定的问题，比如各地在执行过程中，将配建储能作为新能源建设的前置条件，“鼓励引导”变为“强制配储”。自建配储除了增加一笔前期投资之外，从运行效果来看，利用率很低，回收成本非常困难，逐渐变为“沉没成本”。2022年1月29日发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》中提出：探索推广共享储能模式，鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。2022年6月7日发布的《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》（发改办运行〔2022〕475号）强调：新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，是构建新型电力系统的重要组成部分。
对啊，咱新型储能就是有这个优势啊，你不能把它单纯当个并网的敲门砖，而是要真的调度起来，提高利用率，从而“疏导成本”嘛。
并且政策还鼓励配建储能转为独立储能，以便参与电力市场，还画了容量电价的大饼——研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制。而且今年4月，国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，要求电力调度机构应根据系统需求，制定新型储能调度运行规程，科学确定新型储能调度运行方式，公平调用新型储能调节资源。积极支持新能源+储能、聚合储能、光储充一体化等联合调用模式发展，优先调用新型储能试点示范项目，充分发挥各类储能价值。以上政策都很好，逻辑通顺，要求合理，但调度表示：我真调不了啊。（具体原因我们后续展开分析）这就问题大了，我配建时你调不了还合理，我独立了你还说调不了，那我还叫什么电网侧储能，我这是真“独立”了？调度无力其实也还好，毕竟独立储能还可以通过容量租赁，电能量套利，政府补贴进行成本回收，但落实到各个地方，仍会有差异的特色政策。地方上一开始是很支持配储的，有统计说，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的 2025 年达到 3,000万千瓦目标，全国近30个省份规划的新型储能发展目标合计超过6,000万千瓦，相当激进。各省份的新能源配储比例在5%~40%，时长为1~4小时，以前是从鼓励变形为强配的并网敲门砖，逐渐过渡到“竞配”，但门槛始终是存在的，从上半年的可再生能源保障消纳政策就已经可以看出了。新能源的波动特性是个事实，电网接入能力和调度能力有限也是个事实，新能源想要更多并网，享受更多“收益”，就要买单付出成本。从近期政策来看，各省份在调整新能源配置储能的相关要求，包括加快推进独立共享储能，清理“审而未建”的储能项目，进而腾出空间等等。![]()
笔者查询历史政策时，认为最精彩的还是2022年4月13日，国家发改委价格成本调查中心发布的《完善储能成本补偿机制 助力构建以新能源为主体的新型电力系统》，里面提到的问题可谓一针见血：新型储能技术仍处于商业化和规模化发展初期，面临市场化机制、投资回报机制、成本疏导机制不完善，各类储能技术应用场景界定不清，公共服务价值无法充分体现，成本难以疏导至受益对象，储能技术成熟度和实用性有待提高等问题。一是在电源侧，储能大多与发电机组联合，用于改善发电电源调频性能、促进新能源消纳。部分地区将配套储能作为新建新能源发电项目的前置条件，但如何参与电网调度不明确，而且电源侧储能参与辅助服务市场条件不成熟，相关政策落地执行效果欠佳，部分配套储能利用率较低，新能源企业主动投资积极性普遍不高；
二是在电网侧，储能主要用于减少或延缓电网设备投资、缓解电网阻塞，以及为电力系统提供调峰调频等辅助服务。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中提出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，为储能成本疏导留下政策空间，但实施细则尚未出台；三是在用户侧，目前商业化模式较单一，主要通过峰谷价差机制获得收益，存在机制不完善、作用发挥不足、成本回收困难以及用户投资积极性不高等问题。
这是无奈的先知，因为这些问题到现在依然没有解决，这当然是政策期望和实际执行的落差，也是咱们标题给出“独立储能是灵魂绑定下的沉没资产”的原因。
独立储能的发展前景究竟如何，我们还是要从实际情况出发，下一篇我们聚焦到独立储能的收入来源，敬请期待。
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