储能下游应用场景主要可分为发电侧、电网侧、用户侧等，在发电侧主要起到匹配电力生产和消纳、减轻电网压力等作用；在电网侧主要用于减少或延缓电网设备投资、缓解电网阻塞，以及为电力系统提供调峰调频等辅助服务；在用户侧则帮助用户实现削峰填谷或光伏自发自用等模式，降低电费支出。

发电侧

发电侧储能是指在火电厂、风电场、光伏电站等发电上网关口内建设的电储能设施或汇集站发电上网关口内建设的电储能设施21。发电侧储能包括以抽水蓄能为主的传统储能和以电化学储能为代表的新型储能，本节主要探讨电化学储能在发电侧的应用场景和商业模式。

多地出台新能源强制配储政策，新能源并网成为电化学储能主要应用场景

风电和光伏的间歇性和波动性很大，为保证电力系统的整体平衡，往往造成部分地区“弃风弃光”现象。电化学储能作为新能源的“稳定器”，能够平抑波动，不仅可以提高能源在当地的消纳能力，也可以辅助新能源的异地消纳。目前，新能源发电侧储能仍处于探索阶段，国家密集出台政策促进发电侧储能的发展。

从全国性政策看，2021 年7 月，国家能源局印发的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，提出“为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。” 2021年7月，发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出“要大力推进电源侧储能项目建设，结合系统实际需求，布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。

从地方性政策看，各地发电侧政策可主要分为两类。一是多数省（直辖市）要求新能源项目必须按一定功率配比配置发电侧储能，新能源配置储能比例为5%-20%，配置小时大多在2小时，部分省份要求1小时或者4小时（表7）。二是是给予储能项目补贴，补贴政策可分为投资补贴和运营补贴。全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配储文件，各省规划的新型储能发展目标合计超过6,000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的2025 年达到3,000万千瓦目标的两倍。

运营模式：新型储能电站以工程总承包（EPC）为主

工程总承包指能源公司或公用事业公司通过框架协议直接向电池厂商采购电池系统，项目所有者/开发商直接与电池厂商签订协议，以维护电池系统的稳定供应。由于以风电、光伏为代表的新能源发电站EPC项目，业主在建设期或者建设期+运营期有融资需求，在项目开发中，往往引入融资租赁23 。“EPC+融资租赁”模式中融资租赁公司（出租人）根据业主（承租人）的需求出资向EPC方（供应商）购买全部或部分新能源电站设备，然后出租给业主，而业主在合同约定的租赁期限内，向融资租赁公司支付租金。

电化学储能电站经济性分析

电化学储能电站总投资成本较高，电池及储能系统是主要成本

储能电站投资主要包括设备购置费、安装工程费、建筑工程费、其他费用、基本预备费等。电化学储能电站成本的主体是电池及储能系统。根据云南省能源研究院数据，对于锂电池电化学储能，项目设备购置费约占87%，电缆及接地等材料购置费和安装工程费分别约占1%，建筑工程费约占4%，其他费用和基本预备费约占7%。

新能源电站配储加大初始投资成本，发电侧自建储能压力大

新能源强制配储会加大项目初始投资成本。根据中国能源报，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%-10%；而风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加15%-20%，发电侧自建储能面临一定困境24。另外，由于受到配储容量与时长限制，储能对发电侧企业的消纳问题作用有限，部分企业选择弃电。以某弃风严重区域风电配套储能站为例，配置额定功率10%、4小时的储能，弃风率为20.6%，配置额定功率20%、4小时的储能，弃风率仍达19.7%25。当前新能源企业配储成本主要由企业自身承担，叠加锂矿成本上涨，给企业带来较大压力。

企业可能倾向于选择性能较差、初始成本较低的储能产品，把储能作为可再生能源优先并网的工具。

在发电侧，储能的主要功能体现在提高新能源消纳，平滑新能源输出。这些功能催生储能在发电侧的收益主要来自于减少“弃风弃光”电量后所增加的电费收入，以及减少的考核费用。

新疆探索对新能源储能电站所充电量进行补偿

为了激励新能源电站配储，新疆开始尝试对满足一定条件的新能源配储电站进行补偿。

根据新疆2020年5月发布的《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》，在风电场、光伏电站发电上网关口内建设的电储能设施，其充电能力可申报为自用容量和调峰可用容量，自用容量和调峰可用容量必须服从调度指令，并按照相应方式结算。

新规则的发布，为风电和光伏储能电站提供了两种不同的运行模式：一是申报自用容量。自用容量由所在风电场和光伏电站使用，释放电量等同于发电厂发电量，按照发电厂相关合同电价结算，不参与市场结算。电储能设施可与发电企业自行协商签订合同，放电上网电量视为该发电企业的上网电量，按照该发电企业的上网电价结算。在“弃光”较为严重的时期，光伏电站内储能系统选择储能为自用容量，存储于储能设备内的电量放出，按照发电企业的上网电价结算。新疆2021年投产的新能源平价项目目标上网电价为0.262远/千瓦时，当新能源项目疆内实际交易电价低于市场均价，按照市场均价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持26。也就是说储能减少“弃电”的度电收益等于新能源上网电价。二是申报调峰可用容量。储能电站可自愿作为独立的电力用户，申报调峰可用容量，并根据实际调用情况进行结算。对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电的电量进行补偿，补偿标准为0.55元/千瓦时27。

“弃光”逐渐减少，光伏电站内储能系统选择储能为调峰可用容量，被电网调用后，可获得0.55元/千瓦时的充电补贴。

推动新能源配储电站参与“两个细则”考核28，减少考核支出

目前，各省尚未形成统一、规范的储能参与电力市场模式，对储能市场主体能够参与的市场模式、交易规则要求存在明显差异。国家能源局提出要加强储能并网运行管理，推动建立储能电站运行效果评估与考核机制，将储能电站纳入“两个细则”考核范围，新能源配建储能与新能源电站一起参与考核，减少考核支出，提升储能电站运行水平。

我国电力市场化机制尚不成熟，新能源配储参与电力市场现货交易仍在探索中，容量补偿机制仍在研究制定中，缺乏统一、平等、稳定的储能容量回收机制，并且发电侧储能参与辅助服务市场条件不成熟。另外，新能源配储利用率低。新能源配储能运行策略相差较大，大部分电站采用弃电时一充一放的运行策略，个别项目存在仅部分储能单元被调用、每月平均充放2次、甚至基本不调用的情况。中电联对占全国新能源配储总装机量三分之二的新能源配储项目进行调研，新能源配储等效利用系数30仅为6.1%，低于电化学储能12.2%的平均水平，在各种应用场景中利用系数最低（火电厂储能等效利用系数为15.3%，电网侧储能等效利用系数为14.8%，用户侧储能等效利用系数为28.3%）31。这些因素导致新能源配储经济性不显著，制约了新能源发电侧配储项目的发展，政策仍是当前新能源配储发展的主要驱动因素。

电网侧

狭义上，电网侧储能是在已建变电站内、废弃变电站内或专用站址等地区建设，直接接入公用电网的储能系统，这一定义主要根据储能接入电力系统位置的不同来界定。

广义上，电网侧储能是指电力系统中能接受电力调度机构统一调度、响应电网灵活性需求、能发挥全局性、系统性作用的储能资源，这一定义下，储能项目建设位置不受限制，投资建设主体具有多样性，本部分分析中，除特别说明外，电网侧储能主要从广义角度来理解。

投资运营模式：电网企业投资意愿仍待激发，现有非独立储能项目面临“结算难”问题

电网侧储能应用主要包括调峰、调频、备用电源等电力辅助服务和独立储能等创新服务（表8），服务提供方主要有发电企业、电网公司、参与市场化交易的电力用户、储能企业等，目的是维护电力系统安全稳定、保证电能质量等。

电网侧储能投资运营模式主要有二：一是租赁模式，租赁模式下储能可由社会资本投资，分为融资性租赁和经营性租赁两种。融资性租赁如江苏镇江储能示范工程中，许继电气和山东电工电气公司签订了8年项目租赁回收期，8年租赁到期后储能站的资产所有权变为后者所有。经营性租赁如湖南长沙储能示范工程（榔梨、延农和芙蓉三座储能电站）项目中，电池本体储能系统由电池厂家建设，提供租赁服务，湖南综合能源服务有限公司负责投资建设储能站。二是合同能源管理模式，电网企业与储能服务商等签订合同，由电网企业对储能设施进行运维管理，取得收益按双方合同约定的比例进行分享。同样是在江苏镇江储能示范工程中，江苏综合能源服务有限公司与江苏省电力公司签订合同进行利益分成，利益来源包括节约电费和调峰收益等。

中国电网侧储能建设爆发于2018年，随后国家发改委在2019年5月提出储能设施成本费用不得计入输配电定价成本，一定程度上抑制了电网企业建设新型储能的动力。有观点认为，已投运的新型储能大多为非独立储能，一般处于新能源场站内或传统火电等类型的电厂计量关口以内，如新能源+储能、火储联合调频、供热+储热等场景。

可以得出，如果严格按照接入位置来划分电源侧储能和电网侧储能的话，现有已投运新型储能项目较少接入电网侧。

不过，电源侧的部分储能项目实际上也可以接受电力调度机构统一调度，响应电网调峰、调频等需求，其中具备电网直调条件，或选择和电网结算的储能项目，一般会采取合同能源管理模式。然而这一模式下，非独立储能电站常会面临业主方推迟或拖欠收益的情况，根本原因在于此类项目不具备独立计量、调度、结算等独立市场主体身份，只能通过电网企业间接参与电力市场。随着储能独立市场主体地位确立，独立储能电站充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加等政策利好相继释放，电网侧储能有望更多以独立储能电站的形式落地，其具体商业模式详见下文。

收益定价模式：堵点在于成本无法传输到用户侧，亟需开拓容量成本回收机制和电力现货市场

从收益定价模式来看，调峰、调频等储能装机的收益主要来自于辅助服务补偿，原因是在中国大部分风光发电和居民用电仍由电网调度保障运行的情况下，大部分电网侧储能需求还是源于辅助服务市场。辅助服务的补偿方式和分摊机制，由各地区按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则34，制定相关细则。一般来说，辅助服务补偿分为固定补偿和市场化补偿。固定补偿依照各省电力辅助服务管理实施细则等规定进行，据不完全统计，当前至少有19个省级以上地区明确了调峰调频补偿标准（表9）。市场化补偿则按照各地辅助服务市场运营机制，通过市场化竞争形成交易价格，具体方式包括集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协商等。以广东省电网调频为例，调频服务提供方可以在日前申报调频价格和电量，电网调度机构以服务成本最小为原则进行排序，形成出清价格（即最低报价），服务提供方按报价从低到高顺次中标，在执行调频指令当日以出清价格结算。

根据国家能源局答记者问内容，“现阶段包括调峰在内的辅助服务费用约占全社会总电费的1.5%。根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上，该比例随着新能源大规模接入还将不断增加”36 。值得注意的是，根据“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”原则，辅助服务补偿应当由发电侧和用户侧共同承担，但是国内电网侧辅助服务成本目前还难以传输到用户侧，在一定程度可能会限制辅助服务市场的发展。

如何将辅助服务成本合理传输到用户侧，可引入容量成本回收机制。容量成本回收机制包括容量成本补偿机制、稀缺定价机制和容量市场三类（表10），其中，智利所代表的容量成本补偿机制较适合中国储能产业现状，山东已率先展开尝试——山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）37。将储能补偿费用平摊至用户侧，储能建设项目至少能获得容量补偿电价的“保底收益”。一方面，容量电价已经是海外大型储能项目确定性收益来源之一，另一方面，当前国内部分省份出现了煤电机组容量利用率低导致收益下降的问题，都将驱动各地政府积极出台容量成本回收相关政策。

此外，调峰是我国特有的电力辅助服务品种，国外成熟市场中，电网调峰均是通过现货市场的分时电价引导市场成员在高峰和低谷时段调整出力来解决，原因在于调峰本质上解决的是电能实时平衡问题，只要电力市场能实时反映电价变化情况，就可以引导市场主体主动参与调峰。2021年，国家能源局在《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》中明确指出，在电力现货市场运行期间由现货电能量市场代替调峰市场。当前，国内共有21个地区已开展电力现货市场试点38，以山东省第五次电力现货市场结算试运行结果来看，全省电力现货日前市场出清最高价1.34元/kWh，最低价0.02元/ kWh，均价0.48元/ kWh39，明显高于调峰补偿标准0.15元/kWh（特殊情况0.40元/kWh）。可见，调峰参与现货市场不仅更符合市场供需情况，且有利于打开储能盈利空间，预计在各地不断推进电力现货市场建设的过程，将涌现出更多更新的市场化套利模式。

独立储能电站是源网侧储能发展趋势

中央政府层面：确定独立储能电站发展方向

目前发电侧储能电站收入渠道单一，发改委、能源局多次提出探索推广独立储能模式，发挥储能电站“一站多用”的共享作用。

一方面，明确独立储能电站市场主体地位。独立储能电站是指以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理，并按照其接入位置与电网企业和相关发电企业或电力用户等相关方签订合同，约定各方权利义务的储能电站42。2021年12月，国家能源局发布了《电力辅助服务管理办法》和《电力并网运行管理规定》，确认新型储能参与辅助服务的发展方向。

2022年5月，发改委和能源局发布《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》，指出“符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场”，鼓励以配建形式存在的新型储能项目，选择转为独立储能。独立储能的市场主体地位明确后，独立储能商业模式初步形成。

另一方面，电力辅助服务和市场化改革持续推进。目前，调峰、调频是储能参与电力辅助服务的主要领域，且辅助服务相关费用由发电侧承担，制约着储能在辅助服务领域获得补偿的可持续性。电力辅助服务有偿化且逐步向用户分摊是我国电力市场化改革的重要方向。2021 年7 月出台的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出“将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”，电网替代性储能若能通过输配电价获取收益将极大增加相关投资收益的确定性，从而刺激电网替代性储能发展。2021年12月发布的《电力辅助服务管理办法》，将提供辅助服务主体范围由发电厂扩大到包括新型储能等主体；建立用户参与的分担共享机制，电力辅助服务补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊。2022年6月，发改委联合能源局发布《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》，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰。

地方政府层面：陆续出台独立储能参与市场的细则

在国家确定了独立储能发展方向后，南方区域、华东区域、华北区域等多个区域能源监管办公室（简称“能监办”），以及江苏省、湖北省等省级能监办根据自身特点和电力市场化进程，出台了新型储能参与电力辅助服务市场的相关细则。

部分省市明确辅助服务费用来源。2022年3月，国家能源局南方监管局发布关于公开征求《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》（征求意见稿）意见的通告，提到独立储能参与辅助服务范围和补偿标准。广东明确辅助服务费用有全体用户分担，2021年12月出台的《广东省电网企业代理购电实施方案（试行）》43，提出辅助服务的相关费用由全体工商业用户共同分摊，储能、抽水蓄能电站的费用具体按电网企业每月实际发生成本的金额确定（表12）。广东省将储能电价纳入输配电价，并且实现市场化交易，有利于储能行业的健康发展。

辅助服务市场范围进一步扩大。2021年12月，《山西独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施细则（试行）（征求意见稿）》允许储能电站通过参与电力一次调频市场获取收益。2022年5月，山西能源监管办印发《山西电力一次调频市场交易实施细则（试行）》的通知，其调频市场主体包括发电侧并网主体及新型储能。未来独立储能电站参与调频辅助服务或成趋势，独立储能电站收益渠道有望进一步增加。另外，2022年8月，云南能监办发布关于征求《云南黑启动辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》44，配套储能的新能源电厂和独立储能具备黑启动能力后，自主参与黑启动辅助服务市场。

容量租赁收益模式试水。2022年9月，山东省能源局发布《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》的通知，允许示范项目容量在全省范围内租赁使用，获得容量租赁收益等。《南方区域电力备用辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》允许储能电站作为第三方辅助服务提供者参与跨省备用市场交易，扩展了储能的收益来源。

独立储能电站收益分析

独立储能参与辅助市场服务是未来发展方向，其收益模式还在探索中，细则有待进一步落实。总体来说，独立储能电站的收益渠道包括容量租赁收入、容量电价收入、电力现货交易收入和辅助服务收入等。

1. 参与电力市场现货交易获取价差套利收入

储能参与电力市场现货交易主要是通过在电价低谷时充电、电价高峰时放电赚取电力差价收入。2022年5月出台的《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》，明确了独立储能电站充电电量不承担输配电价和政府基金及附加。在此之前，储能电站视同电力用户，应付的电价中包含能量电价、输配电价、容量电价、政府基金及附加、相应税费等，再考虑充放电效率等因素，该政策使参与现货市场的储能电站成本降低0.14元/千瓦时45。

山东是率先允许独立储能参与电力现货市场的省份。2022年2月，海阳国电投储能科技、华电滕州新源热电、三峡新能源（庆云）三家新型储能电站示范项目在山东电力交易中心完成注册，正式进入电力现货市场。三家独立储能电站充电时为市场用户，从现货市场直接购电；放电时为发电企业，在电力现货市场进行售电，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。山东的独立储能电站日结算电费均值为32万元，预计月度结算收入可达900-1,000万元46。不过现货市场套利也存在不确定性，主要峰谷电价的变化可能导致实际价差不及预期。

2. 容量补偿收入

容量市场是电力市场体系的重要组成部分，旨在保障电力系统长期容量的充裕性。容量电价收入是一种激励机制，使发电机组能够获得电能量市场和辅助服务市场以外的稳定收入，能起到补偿固定成本、激励电源投资、保障容量供应等作用，