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上一篇我们聚焦到独立储能的相关政策，看到了独立储能并不是强制配储的替代选择，而是一开始都可以选，但现在市场和政策都在转向独立（共享）储能。
截至2023年6月底，我国已投运的电化学储能电站在电源侧、电网侧、用户侧分别占比53.24%、42.97%、3.79%。
截至2024年6月底，我国已投运的电化学储能电站在电源侧、电网侧、用户侧分别占比44.27%、53.64%、2.09%。
可以看到，独立储能（电网侧）的占比增长迅速，独立储能的作用我们当然不用担心，我们担心的是它能否活下去，而这取决于它的收入来源。
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容量有容量租赁，容量补偿，容量电价（市场）等分类，属于因为存在而收费，但目前的机制下，更多是作为新能源并网的前提条件。电量就是电能量，对应中长期和现货电力市场，靠电价差获得收入。还有一种收入，我们可以叫它补贴类，如容量补贴，充放电补贴，建设补贴等，这些不是市场化的，就是单纯的政策补贴。这几类收入来源和形式，在各个省份都不太相同，有多有少，而且这些收入之间本身又存在同一主体同一时间无法同时实现的矛盾，比如电能量和调峰无法共存。接下来，我们就选取几个典型的省份，来看看独立储能的具体收入来源情况如何。![]()
山西独立储能的收入来源主要为：容量租赁，现货交易，辅助服务。山西省《2023年全省电力市场交易工作方案》指出，2023年将研究出台独立储能容量租赁相关机制，目前对于租赁年限和租赁价格暂无政策规定，参考数据：120元/kW年，3年期限，每3年降低5%。一个比较有意思的规定是：独立储能的容量租赁以金融结算的方式开展，向新能源企业租赁的容量不影响独立储能作为整体参与现货市场。这个就很清晰了，实为“灵魂绑定”——咱就心连心，手先不用拉了。对于电力市场来说，目前了独立储能暂时仅参与日前现货市场（中长期不行），可选择报价与否，且规定上网电量按照日前现货市场的分时节点电价进行结算，下网电量按照日前现货市场统一结算点电价进行结算，具备条件时参与实时现货市场出清。![]()
辅助服务方面，2022年5月，《山西电力一次调频市场交易实施细则(试行)》明确，新型储能可参与一次调频市场，调频服务报价范围为5—10元/兆瓦，是全国首个针对新型储能参与一次调频有偿服务的地方政策。今年1月，山西电力调度控制中心公告《山西电力调频辅助服务市场建设情况》，分别开展了一次调频辅助服务市场调电试运行和二次调频性能指标测试。以上就是山西独立储能收入的基本情况，可能还有一些地方性的补贴政策，篇幅有限，就不找了。![]()
广东作为先进的电力改革省份，对于独立储能的支持政策也是不少的。主要收入来源包括：容量租赁，电力市场（现货&中长期），辅助服务，容量补偿（最新）。首先来看看2023年6月7日的广东省能源局关于新能源发电项目配置储能有关事项的通知，这个配储政策对于配储的分类有三种：（一）众筹共建（集群共享）方式。由发电企业或发电企业与社会资本组成联合体投资建设储能电站，发电企业通过与联合体签订容量分配合同等方式确定落实新能源发电项目配置储能容量。（二）租赁方式。由发电企业与储能企业自主签订租赁合同，租赁合同应覆盖项目运营全生命周期，可分期租赁，每期租赁期限一般为5年。（三）自建方式。由新能源发电项目在电源项目场站内或附近自行组织建设。
政策优先鼓励前两种，实在不行的你要自建也行。租赁价格没有找到具体的，180元/kWh/年（仅供参考），5年一签。
配储进一步的利好政策为今年7月25日发布的通知，进一步扩大新能源配储的范围及容量，提出2025年及以后首次并网的海上风电、陆上风电和装机容量大于3万千瓦的光伏发电项目，按照不低于发电装机容量的10%、时长2小时配置新型储能。![]()
我们再来看看电力市场，根据《广东省独立储能参与电能量市场交易细则（试行）》：独立储能是指直接接入公用电网（包括在发电企业、电力用户计量关口外并网）的新型储能项目，满足以下准入条件的，可作为独立主体参与电能量市场交易：1．额定功率在 5 兆瓦及以上，额定功率下可持续充电、放电时间均不低于 1 小时。（其他条件略过）从文件表述来看，可以参与中长期电力交易（含年度、月度、多日等周期的双边协商、挂牌和集中竞争交易），也可按照“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货电能量交易（日前和实时）。从《广东电力市场2023年年度报告》来看，充放电价差为正，充放电效率86.67%，但没有具体的营收情况。![]()
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今年上半年，广东省共有五家独立储能试点参与电力现货市场，充电电量共计1.5亿千瓦时，均价312.8厘/千瓦时；放电电量共计1.3亿千瓦时，均价336.2厘/千瓦时。充放电价差为正，26.64厘/千瓦时。但合计是亏损的，结算电费-399.6万元，其中充放电能量电费-386.4 万元，分摊及返还电费-13.2万元。如果只看日前，累计充电电量2458.2万千瓦时，放电电量 2133.6万千瓦时，充放电平均出清价差(放电-充电)148 厘/千瓦时，价差也为正啊，为何会亏损呢？其实这是个简单的数学问题，你用“放电电量x均价-充电电量x均价”就知道了，可以说是转换率低导致的（86.7%），也可以说是因为价差不够大（更本质，因为转换效率基本上就那么多了）。当然了，辅助服务并没有统计，所以也不知道整体的收益情况，但从政策来看，目前广东的独立储能可以参与的辅助服务主要为区域调频、跨省备用等。![]()
不论有没有数据，笔者也觉得现实情况不会太好，通过一个最新的政策也可以看出：2024年10月9日的《 广东省发展改革委关于公开征求独立储能电站试行电费补偿机制等有关事项意见》。这个政策主要在说容量电费补偿的事，首先明确了范围：一是获得国家或省级能源主管部门认定的新型储能试点示范项目；二是纳入2023年至2025年的年度计划且在2025年底前进入商业运营的独立储能项目。补偿标准为年度补偿标准统一为100元/千瓦（含税），每月的金额根据补偿标准和月度可用最大容量确定，另外，月度可用最大容量需要独立储能电站自己申请，然后由电力调度机构每月对独立储能电站开展一次调用测试（含现货市场优化出清结果达到申报最大出力值的情况），出力达到申报最大出力即认定本月合格。资金来源也明确了：电网企业按月向独立储能电站支付电费补偿金额，支付资金由我省尖峰加价电费承担。以上种种收入来源和补贴，给了广东的独立储能相比来看还不错的政策，但实际情况咱们也不是特别清楚，还是要具体算帐吧。![]()
2022年9月印发的《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》，是第一个支持独立储能参与现货市场的省份，截至2024年6月底，山东有28家独立储能电站参与电力现货市场。山东对于独立储能的定义如下：独立新型储能（包括同一主体聚合分布式储能，下同）充放电功率暂定为不低于5 兆瓦，持续充放电时间不低于 2 小时。这放电时长比广东可是高了一倍，和广东的收入来源类似，山东的独立储能收入来源主要包括：容量租赁，电力市场（中长期，现货），辅助服务（调频），容量补偿。山东作为新能源大省，新能源预期电价却因强烈竞争而下降，加上集中式新能源投产规模低于预期，租赁市场需求一般，2023年上半年平均为每年266元/千瓦，但据说目前为100-200元/kW·年。![]()
根据上半年发布的《山东电力市场规则（试行）》，明确了独立储能需要“报量报价”参与现货市场。另外，现阶段，调频辅助服务市场暂与现货市场单独出清，因此对于独立储能来说，现货与辅助服务只能2选一：![]()
最后就是容量补偿了，我们在前面的文章提到，2023年12月，山东省发改委、山东监管办、省能源局联合印发《关于贯彻发改价格〔2023〕1501号文件完善我省容量电价机制有关事项的通知》。该通知制定了燃煤机组容量补偿标准为每年每千瓦100元（含税），并将市场化容量补偿电价用户侧收取标准由0.0991元/kWh暂调整为0.0705元/kWh。但这个政策可能不是独立储能可以享受的，而且独立储能要获得容量补偿，还需要考虑作为发电机组时的状态，即“可用容量”：![]()
这个来源应该也是从用户侧收取，但没有找到具体的文件支持和数据。（欢迎补充）![]()
宁夏作为新能源大省，其储能装机规模也是名列前茅，根据上半年的数据，已并网储能电站已经达37座，并网总容量356万千瓦，放电能力也已达331万千瓦。早前有关于宁夏独立储能的文章标题，颇为悲观：“宁夏独立储能盈利困境：项目IRR仅为3.9%”，“投资4亿，收益仅100万/月”。这要从宁夏储能的收入单一说起，目前主要为调频和容量租赁，后续可能会有电能量交易。据微信搜索的统计，宁夏的容量租赁价格较低低，在20~78.83元/kWh/年之间，相比去年的100多有不少的降幅，但具体数据也没有公开渠道可以查询，仅供参考。由于容量租赁是这些独立储能收入来源的大头，如果大家都活不下去了，大力发展这个行业的意义就没了。于是，2024年7月31日，宁夏发布《关于促进储能健康发展的通知（征求意见稿）》，里面有几点很重要的要求。一是清理“审而未建”的项目，当然，笔者理解这些占坑又不建的，可能不是人家不想建，而是算不过账。二是严格执行弃电优先控制，不满足配储要求的新能源项目，就是不符合并网条件，不会被调用，如果长时间没有配置，恭喜你，配置容量直接翻倍。三是规定配储签约至少一年起步，如果是自建或签订多年（3年及以上）租赁合同的新能源场站，增加优先发电计划安排。当然了，也有一条比较奇怪的：独立储能损耗电量承担输配电价（免收基本电费）。也就是损耗的电量不仅要承担电能量的损失，还要补交输配电费。我们前面看到了广东的转换效率86.7%，估计全国也差不多这个数据，这是物理规律的限制，而且输配电价也不便宜哦，5-7分不等。恐怕这个条款会增加独立储能的成本吧，也许是希望你们能把转换效率搞到100%。![]()
我们再来看看调频，根据《宁夏电力辅助服务市场运营规则》，储能参与调峰辅助服务市场最高补偿价格为0.6元/千瓦时，但实际上度电收益为约0.48元/千瓦时，“原则上每年调用完全充放电次数不低于250次”可能也无法完全保证，不过这都是据说的，没有详细数据支持，仅供参考。那么除了调频和容量租赁，宁夏的独立储能到底能不能参与电力市场呢？根据《2024年电力中长期交易有关事项的通知》，符合条件的储能企业，可作为独立储能参与市场交易。2024年7月12日，宁夏电力现货市场第三次结算试运行工作文件提出，要验证储能参与调频市场、调频市场实时出清等功能的有效性和可靠性。独立储能的参与门槛为：充电功率在1万千瓦及以上，持续充电时间2小时以上。对于中长期交易，储能电站申报次日96点充放电曲线及是否服从调剂。在电能量费用结算方面，储能放电以所在节点电价进行结算，充电以发电侧加权平均价进行结算。而且，8月23日下午，召开了《宁夏回族自治区独立储能参与中长期电力市场交易方案》征求意见座谈会。虽然还没有具体的数据和参与情况，但也可以理解为，宁夏也在考虑积极推进储能参与电力市场，增加储能收益，保障行业良性发展。![]()
我们从以上几个典型省份可以看出，大家的收入来源大体差不了太多，但各家收入比例可能大不相同，其中容量租赁可谓必须。目前来看，租赁价格和时长都无法保证，就算有了进一步强制政策，不论是增加时长还是配置比例，最终还是要落实到商业模式是否可行。而这很大程度上，取决于与独立储能“灵魂绑定”的新能源们，是否可以盈利。于是这就要看到电力市场，随着新能源的进一步入市，大家对其价格的判断是持续走低的，我们也可以看到山东和广东的现货价差并不如预期般那么高，且有下降趋势，那么新能源比例更高的省份，情况怕是只会更糟。相比于现货先走一步的省份，像四川重庆这种半市场化的价格，也不一定是坏事。具体来说，就是充电按照用户分时电价，放电按照火电标杆价，电价上可以有一定的保障。容量租赁一看政策，二看新能源企业，如果这些企业本身上网电价低，也不赚钱，那作为下游的独立储能，想依靠租赁来获得足够的收入，可就太难了，很有可能连“灵魂绑定”都无法持续。电能量交易本身也不是独立储能发挥功能的主要战场，按照专家们的说法，辅助服务市场更适合独立储能：调频服务是当下储能最具市场前景、具有良好回报的一种商业模式。如果容量租赁需求不足，电能加价差不够，补贴持续太短，那么最后的希望就是容量市场了，不过笔者并没有看到有具体的容量市场政策和容量电价，大部分还是研究推动，鼓励尝试，要想获得如火电和抽水蓄能一般的容量电价，路还很长。以上就是本次的初步梳理了，限于篇幅和数据有限，究竟哪个省份更适合独立储能的发展，笔者也没有答案，欢迎留言或加入社区讨论。下一篇，我们聚焦到独立储能的具体运行情况，以及和外部各方的关系分析，敬请期待。
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