独立储能电站：行业“暗礁”知多少？

近年来，随着新能源发电行业的蓬勃发展，独立储能电站作为新型电力系统的关键支撑技术，正逐渐成为行业内的焦点。对于行业从业者而言，独立储能电站的盈利模式和政策环境无疑是他们最为关心的问题。 01独立储能电站怎么赚钱？共享租赁（容量租赁）共享租赁是独立储能在实际运行中的一种重要商业模式。简单来说，就是储能项目的投资方或业主将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给源、网、荷侧的目标用户，如大规模公共事业电网、独立发电企业、工商业用户，甚至是离网型能源用户。 这一过程中，谁受益谁付费，投资方收取租金，包括设备使用费、运维费用、软件费用、安装成本和税费等。向新能源发电项目提供容量租赁服务，满足新能源发电配储需求，已成为独立储能电站项目的主要收益来源。政府通常会出台容量租赁指导价格，但最终成交价格由新能源发电场和储能方协商确定。目前，部分省份的容量租赁费区间大概为250-350元/kW年，这意味着一个100MW的共享储能电站，其容量租赁费可高达2500-3500万元/年。（容量租赁费的实际价格会受到多种因素的影响，导致不同地区的价格存在差异。）现货套利（电力现货交易）在具备电力现货市场交易的地区，独立储能电站可参与电力现货市场交易，利用电力现货市场的峰谷高价差，创造更大收益空间。 目前，山东、山西、甘肃等省份已进行现货交易试点。国家发改委、能源局在《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》中明确指出，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，这大约能减少储能电站度电成本0.1-0.2元/kWh，大大提高了储能电站的经济性。辅助服务储能电站还可以接受电网的调度，为电网提供有偿辅助服务，如调峰、调频等，以获取相应收益。新型储能常见的辅助服务形式主要有调峰和调频（包括一次调频、二次调频）两类。具体收益额度各省不同，但调峰多为按调峰电量给予充电补偿，价格从0.15元/kWh到0.6元/kWh不等；而调频多为按调频里程给予补偿，根据机组响应AGC调频指令的多少，补偿0.1-15元/MW的调频补偿。容量电价补偿容量补偿是管理机构为储能项目提供的补贴，作为项目收益的“保底”手段。 目前，只有山东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。虽然收入相对固定，但补偿费用有限，对电站成本回收的效果较小，往往不能作为项目的主要盈利模式。 022025年后的政策与市场发展现状政策环境持续优化近年来，国家出台了一系列政策，推动独立储能电站的发展。例如，国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》明确提出，不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。这一政策调整，标志着“强制配储”时代的终结，为独立储能电站的发展扫清了政策障碍。此外，《新型储能制造业高质量发展行动方案》也明确表示支持独立储能电站朝着市场化方向发展，同时鼓励其参与电力现货交易、提供辅助服务等，以此构建多元化的盈利模式。市场规模持续扩大据预测，到2025年，我国新型储能累计装机量将突破100GW，其中独立储能在其中所占比例将超过40%，迎来装机规模的爆发式增长。 随着市场规模的持续扩大，独立储能电站的盈利空间也将进一步拓展。技术创新不断涌现随着技术的不断进步，独立储能电站的成本将持续下降，效率将不断提升。一系列新技术的商业化进程的进一步提速，有望推动成本再降低，为独立储能电站的发展提供更强大的技术支撑。同时，储能技术与人工智能的深度结合也将成为未来的发展趋势。通过智能化管理，储能电站可以更好地捕捉电价波动带来的盈利机会，提高运营效率，降低运维成本。 03行业仍需警惕三大暗礁：首先，政策执行偏差是行业面临的一大挑战。尽管国家出台了一系列支持政策，但在实际操作中，仍存在容量补偿发放延迟、辅助服务调用率不足等问题，这些问题在项目中时有发生，影响了项目的收益预期和现金流稳定性。其次，技术迭代风险不容忽视。随着钠离子电池等新型储能技术的商用化进程加速，可能会对现有锂电储能资产的估值造成冲击，给投资者带来不确定性。最后，市场机制空白也是行业亟需解决的问题。 目前，容量租赁定价缺乏统一标准，导致部分项目在市场竞争中陷入价格战，既压缩了利润空间，也阻碍了行业的健康发展。 04结论综上所述，独立储能电站作为新型电力系统的关键支撑技术，具有广阔的盈利空间和政策支持。对于新能源发电行业的从业者而言，应密切关注政策动态和市场变化，积极探索适合自身的盈利模式和发展路径。 欢迎大家加入社群持续沟通学习