建立储能技术应用的标准体系，限制低价低质竞争，明确储能安全主体责任，完善相关安全制度规范等基础设施建设议题也将快速提到国际社会关注与各国政府决策的前台。

在全球储能需求激增的刺激下，2022年前三季度美国新增储能装机规模接近7.0吉瓦，欧洲新增储能装机容量逼近6.0吉瓦，而同期中国新增储能装机规模更是放量增长超过7.0吉瓦，全球储能市场高景气度由此显著提升。据国际能源署预测，未来5年全球储能装机容量将增长56%，到2026年达到270吉瓦以上。

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能源转型的定海神针

2050年或2060年是全球主要经济体为实现“碳中和”目标所划定的时间上限，以清洁能源替代传统化石能源成为了不二的选择，其中可以展示出强大替代功能与广阔应用前景的清洁能源主要有水能、氢能、太阳能与风能，但是，水能不仅全球分布不平衡，而且资源禀赋数量十分有限;同时受制于技术条件的不成熟，氢能资源短期内还不能做到大规模开发和利用。这样，稀释传统火电与创造未来绿电并最终实现能源转型目标的重任就落在了风能与太阳能身上。

可是，风能与太阳能虽然看上去取之不竭，但要真正用于发电，其自身的短板明显。拿风能而论，日内出力波幅最高可达80%，凌晨前后是高峰，午后便减弱到最低点，“逆负荷”特性异常明显;同样，光能日内波动幅度更是高达100%，正午达到当日波峰，正午前后均呈均匀回落态势，夜间出力降至零，峰谷特性鲜明;不仅如此，光能还易受天气扰动，天气阴晴对光能的实际有功功率释放的影响十分强烈，每日的实际有功功率也具有一定随机性。正是风能和光能的波动性、间歇性与随机性所形成的不稳定的出力电源极易导致发电侧的电力输出不均匀和不连续，电网侧也难以平衡发电侧与用户侧的电力供求，整个电力系统的波动性剧烈，社会生产与民众生活必然受到风险波及。

总体评判，清洁能源对化石能源的替代力度越强，绿电的输出功率就越大，但同时电力供求的平衡难度也将明显提升，对此，只有借助储能的力量机制才能将风能、光能等清洁能源转化为绿电的风险降到最小。客观上说，在没有收纳之前，风能与光能都处于闲置与过剩状态，但通过收储，无形的能源就变成了有价值的资源，特别是当动力能源不足或者用电侧需求量增大时，将储备的能源释放出去并转化为电力，每一个单位的风能、光能便得到了充分利用与开发;与此同时，将风能、光能储存起来，既可以大大减少后续天气因素的意外干扰，增强发电侧输电的连续性与稳定性，并且借助于储能，电网侧(企业)可在供电侧旺盛时及时购进电力，用电侧需求旺盛时迅疾售出电力，削峰填谷，还可大大提高电网系统的灵活性，实践过程中也能够高效消纳清洁能源的电力，防止因供求失衡而倒逼出“弃风弃光”的行为。

还值得强调的是，无论是发电侧还是电网侧抑或是用户侧，借助于储能还可以获得较为理想的溢价收益，即当电力峰谷状态出现导致电价走高时，三者可以通过绿电交易市场有偿让渡出富余储电并从中获利，由此便可大大增强各储能主体的积极性，最终形成“储能—发电—交易—增值—再储能”的商业市场闭环与良性循环机制，同时促进电力供求的平衡，清洁能源替代传统能源的转型风险便可得到有效稀释与消除，从这个意义而言，我们可以将储能视为能源转型的定海神针。

02

储能如何盈利

储能主要是指电能的储存，可分为机械储能、电化学储能、化学储能、热储能及电磁储能等，其中机械储能是最成熟，成本最低的储能方式，常见的有：抽水蓄能电站、飞轮储能、压缩空气储能等。

1、储能为何兴起

这次在二级市场上燃爆的储能版块起因在于下面这份文件：

7月23日，国家发改委、国家能源局正式印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》。明确了储能行业的发展规划与目标，到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，累计装机规模30GW以上，2030年实现全面市场化发展。

随后没过几天，又出台了提高分时电价的政策：

7月29日，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，部署各地进一步完善分时电价机制。

文件的主旨就是继续拉开平峰和高峰时期的电价，条件具备区域，分时电价差距可达到4倍。

这两份文件一明一暗，都是在鼓励发展储能行业，而且针对的是用户端的新型储能（电价针对的是用户侧）！

虽然以抽水蓄能为代表的机械储能也是储能，但由于抽水蓄能位于发电侧，且是传统储能范畴，基本和这两份文件没啥关系了。

储能未来的十年在于电化学储能（锂电）和化学储能（氢储能）。

2、氢储能

压缩储存的氢气能量密度极高，不论将氢气应用于燃料电池中供能或者直接用于煤化工的生产都具有极高的能量转换效率。

由于氢气的能量密度较大，可以承载大功率的富余电能输出，很适合作为大容量的风电、光伏电站的储能介质。

但氢储能存在一个弊端，储存氢气的压力容器容易发生氢脆现象，氢气的运输和储存成本很高，目前氢储能一般仅仅能应用于煤化工的原料生产。

也有少量氢气制甲醇后应用于燃料电池的，但目前处于示范阶段，尚不成熟。

3、电化学储能

以锂电为代表，简单讲一下电化学储能的优劣：

1.成本下降迅速

在政策利好的推动下，这几年锂电的度电成本下降飞快，目前已经有成熟的锂电储能电站应用，在特定电价条件下，储能电站的内部收益率（IRR）可以达到8%，已经够着了大部分国企央企投项目的最低标准。

2.几乎不受场地条件约束

化学储能需要较大的场地和较高的安全生产标准，而锂电储能因为能量密度相对较低，体积也较小，对场地要求较低，适合在工业园区、充电站、高端仪器设备等场所应用。

3.成本下降恐怕进入瓶颈

锂矿资源有限，可以预见，按照目前的速度发展，不远的将来，锂电将会由于上游材料价格的上涨，而进入瓶颈，锂电的度电成本不可能保持目前的趋势下降。

4.能量密度提升陷入瓶颈

虽然锂电的能量密度在过去的几年已经得到了大幅度提升，但相较于人类对能源的利用量来说，依旧太小，而锂电能量密度提升的速度并不像半导体那样成指数式增长，而是缓慢得正比例提高，锂电能量密度的提升可能跟不上人类对储能容量的需求。

03

四种储能盈利模式解析

独立储能指的是独立储能电站，其独立性体现在可以以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受位置限制。

独立储能收益模式大致可分为如下四种：共享租赁、现货套利、辅助服务、容量电价。

1、共享租赁

共享储能是由第三方或厂商负责投资、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目标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，充分考虑储能建设的成本和合理收益。图：共享储能使新能源业主免于一次性资本开支

对共享储能投资商而言，容量租赁费用是稳定的收入来源，国内一般在250-350元/kW/年之间，对于一座100MW的共享储能电站而言，容量租赁费用可达2500-3500万元/年。

2、现货套利

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》同时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。政策提高储能电站经济性，推动国内储能行业快速发展。

图：现货市场分日前、实时（平衡）两个市场

山东是第一个独立储能进入电力现货市场的省份。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。在调频市场，储能电站须与发电机组同台竞价。

山东电力现货市场峰谷价差大，为独立储能电站创造更大盈利空间。以四月份结算试运行工作日报数据为例，山东实时电力现货市场平均价差为932.15元/MWh，其中最高价差为1380元/MWh；最低价差为4月4日的439.93元/MWh。高价差的现象为储能创造了更大收益空间。以最低价差的4月4日为例，最高电价出现在6、18、24时的三个时间点附近，而光伏出力高峰的9~15时之间，大约维持在-80元/MWh。这意味着四月份最低价差的4月4日，独立储能电站在光伏出力高峰（9~15时）储存电力，在17~19时之间释放电力，可以获得超300元/MWh的收益。

3、辅助服务

2021年8月，国家能源局正式印发新版《并网主体并网运行管理规定》和《电力系统辅助服务管理办法》（简称新版“两个细则”），正式承认了新型储能（包括电化学、压缩空气、飞轮、液流等）拥有独立的并网主体地位，需要遵守安全稳定运行相关规定的同时，也能参与辅助服务市场获取收益。

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。目前，新型储能常见的辅助服务形式主要有调峰、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（山东）到0.8元/kWh（宁夏）不等。而调频多为按调频里程基于补偿，根据机组（PCS）响应AGC调频指令的多少，补偿0.1-15元/MW的调频补偿。

4、容量电价

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。储能与备用火电在系统中的作用类似，利用小时有很大的不确定性，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”。

但与抽蓄、火电不同的是，电化学电站建设便捷，调节性能优异，国家政策方向是将电化学储能尽可能推向电力市场去获利，容量电价仅为电化学储能收益“保底”手段。

收益率分析：可支持项目资本金IRR8%-10%

独立（共享）储能从第一个项目落地青海以来，历经山东、山西、甘肃等省和国家层面的政策与实践探索，初步统计布局独立储能政策的省份已超过14个，收益模式各有不同，但不外乎共享租赁、现货套利、辅助服务、容量电价四类。我们可以看看山东和山西的收益模式。

山东：独立储能先锋，现货+租赁+容量电价模式

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100MW/200MWh独立储能电站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。图：山东独立储能支持政策变迁

山西：首先启动一次调频辅助服务，收益率较高

山西属于国内首批8个电力现货交易示范省份之一，从2018年底就开始电力现货市场交易，2019、2020年分别运行了3个月，从2021年4月1日至今，一直执行现货交易政策，是现货交易运行时间最长的试点省份。通过几年的运行，山西省现货交易市场已逐渐成熟，政策基本趋于稳定，其中明确了独立储能参与现货交易的细则。

容量电价给予国内独立储能项目收益“兜底”，而以山东为代表的多个省份在独立储能的收益机制和商业模式上做出了许多有益探索。预计现货交易+共享租赁+辅助服务+容量电价的收益模式将在全国独立（共享）储能电站渗透。

收益机制的日渐丰富将显著提高独立储能项目的收益率。而只有储能项目获得了经济性，才能给供应链创造足够的盈利空间和利润弹性，最终带来业绩的放量。

文章来源： 智汇光伏， 电动中国，光头君Schelling