储能盒子从政策中，提取到几点疑问：一是山东为何要致力发展独立储能；二是配建储能转独立储能，于市场于投资方，有什么实质性的改变？从中又会拓展出哪些盈利渠道？

全国范围内，储能利用系数仅6.1%

行走在齐鲁大地间，经常会目睹高大的风力和太阳能发电设施。日照紫炉生烟，光照充足，东临海域，受海陆风影响，风力环伺强劲，尚可“御风而行”。海陆资源兼备，风光资源齐全，使得山东成为一处造化神秀之地。

山东省新能源发展潜力巨大。在国家地方资源掌控规划中，山东省被列入重点发展名单。《山东省可再生能源发展“十四五”规划》文件指出，新能源和可再生能源发电装机2025年力争达100GW以上，未来每年风光新增装机规模超10GW。

然而长期以来，山东形成了经济结构偏“重”的局面，能源资源耗量大，面临能耗“天花板”。山东省是用电大省，在2022年全国主要城市用电排行榜单中国，山东多个城市上榜。而现有，煤电调峰能力已无法满足大规模需求，发展大规模新型储能成为必然选项。

回顾一下，国家新能源配储的初衷。新能源配储政策出台后，配建储能，成了新能源能否并网的先决条件之一，各省相继推出了10%到20%的容量配储能政策，山东也不例外。政策的出台，一定程度上减少了丢风、丢光现象，提高了新能源的消纳率。

储能发展建设起来了，却面临着“低调用率”的现实难题，国家的初衷还是没有达成。目前，山东独立储能规模是197.6万千瓦，上半年等效运行时长543小时，配建储能共计85.4万千瓦,等效运行时长192小时。配建储能利用小时数低，仅为独立储能的1/3，对电网调节力度不够大。若按单位造价4元/KW计算，约有34亿元的电力设备，没有用武之地。

山东配建储能的状况，只是国家储能发展运行的一角。据中电联统计数据显示，2022年，国内新能源配出项目调用率不足，“两充两放”是稀奇，部分不调用、甚至不调用倒是常态，平均等效利用系数仅6.1%。当然沧海桑田，进入2023年，这个系数也悄然在提升。

储能调用率低，多重原因使然

储能调用率低、建而不用，原因有二个方面。一方面是收入来源受到钳制。配建储能，顾名思义，是新能源配置建设储能。具体指与风电场、光伏电站配套建设的储能电站，为新能源电站附属设施，主要功能在于削峰填谷，平衡电力资源，却不能够独立参与电力市场运营。

简单点说，配建储能只能配合新能源，获取售电收入，来弥补储能建设的成本和损耗，自己没有独立的收入来源，尚且不论后期的隐形成本，设备的寿命损耗和维护管理问题。其实，配件储能终归是配角，看着“婆婆”的眼色来赚取一点微薄收入，实在是卑微。投资人不愿意了、低价中标的情况时常出现，安全问题也备受外界关注，“劣币驱逐良币”的风气也一度狂行。

另外一方面，独立储能的积极铺展，是减少浪费、盘活资源的可替代方法。政策文件中的转变，并非强制“一刀切”的彻底变身，而是给出了灵活的选择。对于转为独立储能的部分，需要满足技术、安全和设计单位改造资质一码子要求。而对于涉及风光水火储多能互补一体化项目，则暂时不转为独立储能，会根据情况韧性变动。

相比较配建储能，独立储能，不受地域位置限制，可以在每个需要的角落生根，参与电网调峰的热情高。而且市场主体地位凸显，收益模式多样，能享受多种市场红利。

下文罗列了4种配建储能转独立储能后，带来的收益模式，供来者思考。

现货套利

2022年，山东作为标杆，率先推动新型储能参与现货市场交易。2月10日，山东电力交易中心公示五批独立储能主体注册企业名单，共8家市场主体，储能电站总规模达712MW/1504MWh。

独立储能参与现货交易，主要通过在电价低谷时充电、高峰时放电模式，赚取电力差价收入。你想，每个省份高低谷电价不同，低谷时电价低，储能就以较低的电价给自己充电；当用电高峰、电价高时，又可以高价卖出电，赚高低差价模式的收入自然水到渠成。

根据《山东省电力现货市场交易规则(试行)(2022年试行版V1.0)》，独立储能电站可以自主选择参与调频市场或者电能量市场。在电能量市场中，储能电站“报量不报价”，在满足电网安全稳定运行和新能源消纳的条件下优先出清。这里说明了两个信息，一是参与或是不参与市场都行，有自由选择权。二是在电能量市场，独立储能没有同台竞争的对手，有优先出清权。

早在2022年，国家发改委、能源局《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》。明确指出，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，约减少储能电站度电成本0.1-0.2元/kWh，这相当于又降低了储能成本。

另外，峰谷价差拉大，为独立储能参与现货套利创造了更大盈利空间。到2023年9月，全国共有20省市峰谷电价差超过0.7元/KWh,25省市超0.6元/KWh。最大峰谷价差依次可达1.3680元/kW，1.1932元/kWh、0.9930元/kWh，地区分别在广东省的珠三角地区，湖南和湖北。高价差现象越明显，收益空间也就越大。

共享租赁

共享储能是储能投资商或业主负责投资、运维，并作为出租方将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给“源、网、荷侧”新能源用户的一种商业运营模式，秉承“谁受益、谁付费”的原则，向承租方收取租金。

用户可以在服务时限内享有储能充放电权力来满足自身供能需求，无需自主建设储能电站，大幅减低原始资金投入。

（独立储能之共享租赁模式示意图）

共享租赁，是目前大部分独立储能电站核心且稳定的收益来源。从下表中可以看出，除新疆外，各地政府出台的容量租赁指导价多以kWh·年的形式出现，指导价波动分范围为150-337元/kWh·年，均值为243.5元/kWh·年。

如果以2小时储能系统考虑，则以上地区的容量租赁指导价换算到功率计量，范围为：300-674元/kW·年。

但是，目前通过招投标市场形成的容量租赁价格均值是126元/kWh·年，后者仅为前者的51.8%，容量费用打折，国家的预期和现实存在一定差距，市场收益有待提升。

有人说，如果强制配储还是储能发展的底色，新能源强配的时代还未过去，容量租赁市场就是在戴着镣铐起舞，这种说法也不是没有道理。

辅助服务

电力市场辅助服务，主要包括调峰、调频、事故应急及恢复服务不等。  

一是参与调峰获调峰补偿。调峰已在全国范围内进行推广，多个省市出台了调峰补偿标准，主要按调峰电量给予充电补偿，价格波动范围为0.15-0.8元/kWh。

二是参与调频服务获得调频补偿。各省对于调频补偿金额不同，多为按调频里程基于补偿，根据机组（PCS）响应AGC调频指令的程度，补偿0.1-15元/MW。目前，储能调频里程成本约6.34—9.08元/MW，调频具备一定的获利空间。

三是事故应急及恢复服务。事故应急及恢复服务包括黑启动、稳定切机等。南方部分省份力推独立储能参与黑启动服务，独立储能的收益有望拓宽。2022年3月，南方能源监管局发布通知，南方区域独立储能电站报相关机构同意批准后，以火电补偿为参照标准，纳入黑启动辅助服务补偿。

辅助服务，伴国家政策而生，也离不开补贴扶持。2021年8月，“两个细则”正式承认，新型储能可作为独立并网主体，也能参与辅助市场获取收益。2022年6月，国家能源局南方监管局印发南方区域新版《两个细则》，将独立储能电站作为新主体纳入南方区域“两个细则”管理，进一步提升独立储能补偿标准，完善独立储能盈利机制，提高了独立储能电站准入门槛。

容量电价

首先要厘清容量电价和电量电价的定义。容量电价又称基本电价，根据用户占用的用电容量而交纳的电费，通常案变压器容量（或运行中的最大需量）来计算，是一一个固定数值。而电量电价则是客户消耗的实际用电量，即为变动的部分。以下算法可以参考：

“容量电价”的基础作用是“保底”。在单一的容量市场上，发电组只有发电才能获得收益。而储能与备用火电的作用类似，利用时间有很大的不稳定性，仅靠电量电价难以维持经济性，因此需要容量电价予以兜底。目前已经有多地启动现货市场试运行后，参照火电标准给予电化学储能容量电价。

山东是独立储能的先锋，目前山东独立储能电站享有共享租赁、现货套利和容量电价补偿三种收益模式。据山东电力工程咨询院数据，该模式下独立储能电站（100MW/200MWh）每年有望获得现货套利收益约2000万元、共享租赁收益约3000万元，以及容量电价收益约600万元。在总投资约4.5亿元，融资成本4.65%的基础上，项目有望实现资本金收益率8%以上。

写在最后

开展配建储能转为独立储能的试点工作，是山东推动储能发展的重要措施，有利于调动储能建设的积极性，增加收益来源，提高运行和调峰效率，为加快新型电力系统建设提供重要支撑。

托尔斯泰曾说，世界上有两种人，一类是观望者，一类是行动者。在储能发展和政策热度双向加持下，不仅要对政策进行优化和设计，还要对市场合理机制进行实践和调研。要问，这个市场到底发展成熟了吗？转变和改革的时机把握准确了吗？在配建储能进行入交易市场化角逐、政策大面积推广之前，是应该应未雨绸缪，防患未然。

当然，在市场中接受洗礼，是新型储能发展的必要经历，只有放开手，让其去磨砺和挑战，才能有所成长，有所进步！