一、独立储能商业模式发展沿革
第一代：输配电价模式：辅助服务+共享租金
江苏省政策，由电网主导，起先以纳入输配电价为主要成本疏导方式，但后来受制于国家输配电价监审办法，电化学储能无法纳入输配电价。
第二代：辅助服务+共享租金
始于青海、湖南，改进于山东，电力投资企业都可参与，储能可参与辅助服务获取收入，部分地区保障储能参与辅助服务的利用小时数和价格；共享储能可获取新能源企业租金收入，在电价方面明确了充放电电价相抵原则，明确充放电损耗部分电价。宁夏、浙江跟进。
第三代：现货市场+共享租金
山东省政策，保留新能源租赁的租金收入，调峰辅助服务和优先发电量计划不复存在，储能可以赚取现货市场套利收入，考虑给予储能电源侧容量电费。
第四代：现货市场+辅助服务+容量电价
不再依赖租金，主要收入包括现货市场套利、辅助服务收入，可能还包括容量电价，预计以电源侧容量电价为主，如顶峰容量电价、调峰容量电价等。
二、独立储能盈利模式
1.现有政策场景下独立储能盈利模式。
作为共享经济的衍生，共享储能价值是独立储能运营的核心。在辅助服务市场建设初期，市场尚不能完全反映发电侧、电网侧、用户侧各方主体对储能的利用需求。因此，在现有政策场景下，需通过发电企业或用户直接向独立储能购买所需储能容量，或由电网协调各方需求，统一调度独立储能的方式，实现独立储能对储能需求主体的精准服务与储能价值的有效共享。共享储能是当前独立储能的主要盈利模式，具体包括容量共享与调节能力共享，储能在这两种盈利模式下的区别。
容量共享模式。2022年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》力推“新能源+储能”。新能源鼓励或强制配置储能的政策已经成为储能产业发展的动力。截至目前，我国已有20多个省份发布新能源配储政策，要求比例5%-20%，时长1-2小时。各省强制要求新能源配置储能，增加了投资新能源的初始压力。容量共享模式的核心在于为新能源发电企业提供储能容量长期租赁服务，以此来满足新建新能源电站配置储能的硬性要求。同时，为用户提供储能容量短期租赁服务，方便用户试用储能，体验储能效益，为其配置或长期租赁储能提供决策支撑。
容量共享模式下独立储能的收益包括容量租赁收入和电量补偿收入两部分。容量租赁收入是将储能容量租赁给新能源发电企业或用户，获得租金收益，以弥补储能容量成本，即储能电站固定成本，包括折旧费用及运维费用；电量补偿收入则是独立储能根据容量承租方的需求运行，承租方需按约定价格或辅助服务市场价格，向独立储能支付电量补偿，弥补储能电站变动成本。在容量共享模式下，储能容量承租方与独立储能可实现共赢。一方面，承租方可节省储能的相关建设与运维成本；另一方面，容量租赁收益将保障储能电站回收固定成本。
调节能力共享模式。调节能力共享模式是指储能由电网统一调度，以电网为纽带，整合发电侧、电网侧、用户侧各场景储能利用需求，进行源网荷储协调优化，实现独立储能调节能力的充分利用。
调节能力共享模式下，独立储能主要收益来源包括容量电价与辅助服务补偿。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出建立电网侧独立储能电站容量电价机制。因此，根据政策要求，由电网统一调度的独立储能可依据其可提供服务的储能容量，获得容量电价收益。在此基础上，独立储能遵循电网调度指令，参与调峰、调频、备用等辅助服务，可依据提供的辅助服务类型、辅助服务价格及其在辅助服务中的实际贡献，获取补偿收益：调峰辅助服务主要根据充放电价格及电量对储能进行补偿；调频辅助服务一般通过两部制补偿机制对储能进行经济性补偿，分别是调频里程补偿和容量补偿。此外，2021年12月，国家能源局修订发布的《电力辅助服务管理办法》中引入转动惯量、爬坡、稳定切机服务、稳定切负荷服务等辅助服务新品种，储能的潜在收益来源进一步丰富。
2.未来政策场景下的独立储能盈利模式。
《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确新型储能独立市场主体地位。未来，随着电力市场机制的健全，独立储能将通过市场机制实现价值共享，形成新的盈利模式，共享经济的思想也将贯穿于储能产业，如参与辅助服务市场、现货能量市场、碳交易市场等，具体盈利方式如下：
首先，独立参与辅助服务市场获取补偿。随着辅助服务市场的健全，独立储能可以凭借独立市场主体的身份参与辅助服务市场，通过市场交易向具有储能利用需求的主体提供服务，获取相应的辅助服务补偿。
其次，参与现货市场获取电量收益。未来，独立储能可作为市场主体，在现货市场中进行竞价交易，通过低价购入、高价卖出获取可观的收益。参考国外的现货市场建设经验，独立储能可通过两种方式参与：一是提交价格投标、单日的初始荷电状态和期望达到的末尾荷电状态，由调度机构统一调度规划；二是以市场价格接受者的身份通过提交自调度计划参与市场。
最后，参与碳交易市场获取碳减排收益。未来，独立储能可探索与新能源发电企业共享碳减排量与绿色证书，通过自愿减排量交易及绿色电力证书交易，获取相关收益。
三、山东独立储能支持政策
山东于2022年9月初发布《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》，以框定最新电力现货市场环境下的储能政策机制，尤其是收益模式。以100MW/200MWh项目为例，假设单位投资为2.2元/Wh，资本金比例20%，长期贷款利率4.9%，还款期和折旧期均为5年，所得税率25%，年收入5480万元，理想情况资本金收益率为7.3%。值得说明的是，山东储能发展同样处于政策探索期，实际收益仍存较多风险。
现货套利收益：平均两小时最高电价约0.7元/kWh，平均最低电价是约0.1元/kWh左右，承担容量电价0.0991元/kWh、现货交易附加成本0.02元/kWh，在循环效率85%、全年运行330天的条件下，年收入达2480万元。由于现货价格实时波动且存在预测偏差，该收入存在较大不确定风险。
容量租赁收入：按300元/kW年租赁价格，若出租率为80%，则年收入2400万元。
容量补偿收入：按2倍标准补偿为600万元。
四、山东独立储能趋势分析
第三方建设共享储能的租赁收入面临较高不确定性，投资可能存较大风险。以山东为例，容量租赁收入占据储能总收入的43.8%，其中出租率和租赁价格面临较大不确定性，可能将给第三方投建共享储能带来较高风险。我们认为，如果独立储能发展需要依赖新能源企业的容量租赁收入，第三方投建共享储能模式都会受到诸多限制。
发电集团内部共享的独立储能是阻力最小共享储能发展路径，预计将成为国内独立储能发展的主流。我们认为，新能源项目使用所属同一集团及其控股企业在省内建设的大型独立储能可规避第三方储能的租赁收入风险，是当前新能源配建储能租赁最小路径。山东于2022年9月初发布《山东省风电、光伏发电项目并网保障指导意见（试行）》也将该类储能作为更为优先支持的储能模式，而共享租赁反而放置最后。
新能源企业租赁储能成本低于自建，且租赁费用存在进一步下降空间。
自建储能附加成本：据储能与电力市场统计的2022年9月储能项目数据，新能源配储项目EPC的平均中标价格为1.53元/Wh，而独立储能项目EPC的平均中标价格为2.06元/Wh，因为后者单个项目规模大、工程复杂，同时包含升压站、送出线路等更多施工内容。
租赁储能附加成本：以山东政策为基准，储能租赁价格为300元/kW·年（对应2h，折合150元/kWh·年），按照6.5%折现率和15年租赁期（对应储能日历寿命），租赁模式下新能源的储能附加成本为1.41元/Wh，低于新能源自建配储EPC平均中标价格。考虑到租赁价格存在下调空间，租赁模式的附加成本可能会进一步下降。
n “新能源+储能”经济性的关键在于新能源降本幅度大于配储附加成本。
自建储能单位容量附加成本：按照10%/2h配储政策要求、自建储能附加成本1.53元/Wh测算，单瓦容量新能源配储成本为0.31元/W。
租赁储能单位容量附加成本：按照10%/2h配储政策要求、租赁储能附加成本1.41元/Wh测算，单瓦容量新能源配储成本为0.28元/W。
强制配储政策退出需要独立储能不再依赖容量租赁收入，而是完全依靠市场化收入实现合理收益。以山东算例为基础，先不考虑调频等辅助服务收入，反算了独立储能在不依赖容量租赁收入情况下实现合理收益（假设为6.5%）所需满足的单位投资，主要考虑容量补偿收入、容量补偿电价两个因素影响；接着考虑在峰谷容量补偿电价下，辅助服务收入变化对单位投资要求的影响。值得说明的是，山东现货市场收入风险并未在下述算例中考虑。
容量补偿收入的影响：由于山东储能容量补偿标准仅为火电的1/6，若充电按固定容量补偿电价（0.0991元/kWh），容量补偿收入的贡献可能不一定足以抵消充电时容量补偿电价带来的成本增加，有无容量补偿对储能的降本要求差别有限，要实现合理收益储能单位投资需要降至1.172-1.175元/Wh。
峰谷容量补偿电价的影响：按照山东2022年11月印发《关于发布2023 年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告》，容量补偿电价区分峰谷系数，按照谷段系数0.3测算，充电容量补偿电价下降可显著改善储能经济性，此时储能实现合理收益的单位投资需要降至1.346元/Wh。
辅助服务收入的灵敏度分析：诚然考虑辅助服务收入可显著改善储能经济性，辅助服务年收入从300万元增加到1500万元时，储能实现6.50%资本金收益率对应的单位投资可由1.471元/Wh增至1.845元/Wh。需要指出的是，上述经济性测算是在储能充分利用的情形下实现的，对储能产品质量和运营水平要求较高。
