独立储能，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。2021年7月，国家发展改革委国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确了新型储能独立市场主体地位，为独立储能参与市场交易获取收益提供明确政策支持。2022年5月，《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》指出“独立储能送电容量不承担输配电价和政府性基金及附加”，为独立储能投资可行性奠定基础。
当前全国已有27个省市明确了“十四五”新型储能建设目标，规模总计达到近80GW，其中青海、甘肃、山西储能规模最大，2025年新型储能预计装机均为6GW。虽然独立储能投资热情高涨，但各省市场进程发展不一。影响独立储能收益的因素较多，收益风险成为制约独立储能投资持续发展的瓶颈之一。
梳理各省份市场交易开展情况，典型省份独立储能盈利模式如下：
基于北京清能互联科技有限公司（以下简称“清能”）独立储能收益测算积累的相关经验，梳理独立储能主要收益的测算思路如下。
储能电能量收益测算：基于清能数据库中目标省份储能所在节点全年8760点现货电价数据及电价预测数据，结合储能基本参数数据，通过智能优化调度算法，模拟储能全年充放电策略，测算储能全运营期现货价差收益。相比于传统基于固定价差和全年充放电次数估算的现货收益测算方法，该方法更贴合储能实际运行情况，可明显提升现货收益测算精度。
（1）储能二次调频收益测算：通过清能构建的调频市场出清算法，模拟仿真目标省份调频市场出清情况，测算储能全运营周期二次调频收益。具体测算方法为：基于调频市场供需数据和市场主体性能参数，确定多类型调频市场主体数量、容量与调频性能；以电能量市场机会成本折算各市场主体每个调度时段的调频里程报价；根据目标省份规划数据，逐年增加包括储能在内的各类调频资源装机容量；完成储能全运营周期的二次调频市场仿真和收益测算工作。
（2）储能一次调频收益测算：若该省开展一次调频交易，基于该省一次调频总资金空间、全省储能装机现状及规划情况，估算储能可分得收益比例。
（3）储能调峰收益测算：基于清能对目标省份电力系统调峰运行情况的有益经验，确定年调峰次数及调峰补偿单价，测算调峰收益。
在综合收益测算过程中，充分考虑各交易品种之间的耦合性：例如某省规则下储能不可以同时参与现货电能量市场和二次调频市场，则测算过程中对两类交易品种各时段收益进行对比，计算储能交易的机会成本，选择高收益交易品种参与。
通过量化储能全生命周期参与多交易品种的综合收益，确保收益测算结果与储能实际运行情况高度契合，提升投资决策分析的准确性。
笔者团队对典型省份独立储能收益情况进行了量化测算，以0.5C磷酸铁锂独立储能为例：EPC单价取1.6元/Wh，20年生命周期，第10年更换电池，更换电池费用为EPC单价的50%；容量租赁费用取250元/kW·年，收益测算结果如下图。
从测算结果可以看出，宁夏、甘肃储能IRR较高，广东、山西储能IRR较低。主要原因是除容量租赁市场外，广东、山西主要收益来源为现货收益，调频收益较少，综合收益有限；同时，广东可以获得南方区域的调峰收益，收益率略高于山西；甘肃、宁夏调频资源匮乏，储能调频中标率高，可以通过高额的调频收益提升整体收入水平。
可见，独立储能收益测算需要基于各省政策规则、市场运行数据、发用规划数据，结合储能电站类型、运行参数等，进行市场申报出清模拟仿真等量化分析工作，方能得到贴合市场实际情况、可支撑储能投资决策的测算结果。
目前制约独立储能发展的主要因素在于缺乏可持续稳定盈利的商业模式，以独立储能的三个主要收益来源为例。
电能量收益方面，由于中长期签约比例限制及现货电价限价设置等原因，各省份峰谷电价差不够大，现货电价难以反映电能在不同时段的真实价值。
辅助服务收益方面，二次调频市场收益在总收益中占比较高，直接影响储能项目投资回报率。但实际执行情况堪忧，如山东省虽然在2022年1月发布《关于做好2022年山东省电力现货市场结算试运行工作的通知》（鲁监能市场函【2022】8号），通知中明确储能可参与调频辅助服务，但实际并未允许储能参与。目前储能可实际获取二次调频辅助服务收益的省份仅有甘肃省和福建省。
容量收益方面，目前大多数省份采用新能源共享容量租赁的方式为独立储能提供容量收益，但新能源容量租赁政策缺乏持续性，导致实际执行过程中新能源容量租赁周期短、成交价格波动大，独立储能主体该项收益风险较高。
可见，捋顺价格机制，为独立储能提供可行商业模式，是推动独立储能发展的前提和基础。各技术类型储能在电力系统的实际需求下，以价格信号为引导，开展投资规划及交易运营工作，是独立储能良性发展的必由之路。
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