近年来，随着风电光伏等大规模发展，叠加“双碳”转型的要求，可再生能源越来越多地接入电网，电力系统面临着越来越大的消纳压力，如何维护电力系统的安全可靠运行，成为需要解决的挑战。在这一过程中，储能的发展被寄予厚望。储能可以平抑新能源的随机性、波动性和间歇性，同时能够提升新能源消纳量、降低发电计划偏差、提升电网安全运行稳定性，正得到业内的高度关注。

2021年12月，国家能源局印发新版《电力辅助服务管理办法》，确认了储能独立主体的身份。随后，出台了一系列文件支持独立储能的运营发展。独立储能电站一般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的项目。与之相对的是依托新能源发电项目配套建设的储能项目，能够实现自发电充电。

随着储能市场的逐步发展，储能项目的盈利模式受到广泛关注。

一、独立储能项目盈利模式

以山东省为例，目前独立储能电站收入主要来自三个方面：现货市场电能量交易收入、容量市场补偿收入、容量租赁市场租金收入。

（一）现货市场电能量交易收入

《山东省电力现货市场交易规则(试行)》规定：满足电网接入技术要求的独立储能设施以自调度模式参与电能量市场。参与电能量市场时，储能设施主体在竞价日通过山东电力交易平台申报运行日自调度曲线，在满足电网安全运行和新能源优先消纳的条件下优先出清，并接受现货市场价格。同时国家发改委、国家能源局下发《关于进一步推动新型储能参与现货市场和调度运用的通知》（发改办运行[2022]475号）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。

（二）容量市场补偿收入

《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知》指出：储能电站日发电可用容量=（储能电站核定充电容量/2） ×K/24，K为储能电站日可用等效小时数，初期电化学储能电站日可用等效小时数暂定为 2 小时。山东省为鼓励独立储能示范项目发展，在《山东省人民政府关于印发2022年“稳中求进”高质量发展政策清单（第四批）的通知》规定：暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿的2倍标准执行。

（三）容量租赁市场租金收入

《山东省风电、光伏发电项目并网保障实施办法（试行）》（征求意见稿）指出：优先支持建设使用大型共享储能电站的项目，其次支持配建储能的项目，再次支持租赁储能的项目。

受政策影响，山东省2022年第三季度前无新增陆上风电、光伏项目，储能租赁市场尚不够活跃。但随着山东省陆上风电和光伏项目的逐步放开，新增集中式新能源项目必然会带动储能电站租赁市场趋热，预计租赁价格在330元/年·kW左右。

二、配套储能

目前我国多地明确要求新能源配建储能使用。2021年以来，宁夏、辽宁、安徽、福建、内蒙古等地陆续在新能源上网等相关文件中提出了对储能技术、配套等具体要求。配建储能要求范围涵盖25个省份，各地结合当地实际情况，对配置比例和时间进行规范。

2021年山东省印发《关于开展储能示范应用的实施意见》，提出新增集中式风电、光伏发电项目，原则上按照不低于10%比例配建或租赁储能设施，连续充电时间不低于2小时。2022年《山东省风电、光伏发电项目并网保障指导意见（试行）》提出2023年底前并网的海上风电项目、2025年底前并网的漂浮式海上光伏项目免于配建或租赁储能设施，其他海上风电、海上光伏项目由项目开发企业按承诺配置储能设施，全力保障并网。竞配项目要求项目按照储能优先原则和竞争排序规则由系统自动排序。可见配套储能已经成为山东省未来新能源场站建设必不可少的部分。

（一）配套储能盈利模式

参与市场交易的新能源项目与配套建设储能作为一个市场主体参与市场结算。即充电与放电价格接受市场现货电价。

2022年9月16日前，配套储能接受调度调令进行充放电操作，9月16日之后，除电力供需不平衡时会提前一日通知做好调用准备，其余时间实现配套储能自调度。

（二）配套储能项目盈利模式存在的问题

1.依据《山东省电力现货市场交易规则(试行)》，目前山东省光伏场站结算时，日分时电量由电网企业抄录的日总电量、依据电力调度机构技术支持系统采集的发电出力曲线分解形成。其中当配套储能放电处于非光伏发电时刻，结算时会将相应放电量移回光伏发电区间，无法享受晚高峰高价放电带来的收益。尽管目前配套储能可以实现自调度模式，但由于结算机制问题，无法进行峰谷价差盈利。

2.当充电时间段处于光伏非发电时间段，如夏季的低谷时间在凌晨，此时配套储能只能作为电力用户承担相应市场交易价格及附加价格（包括容量补偿电价、输配电价、政府性基金及附加），造成充电成本的增加。

3.配套储能目前的盈利方式只有充放峰谷价差，没有任何其他补偿性收入。因充放电转换效率造成的损耗部分由电站自己负担，成为了减少收益的又一项原因。

为了更直观的展示配套储能盈利存在的问题，以某光伏电站（50MW）配建储能5MW为例。2022年1月至11月14日，共计充电电量159.134万kWh，其中作为用户购电电量5.061万kwh，使用光伏发电充电电量154.073万kWh。放电电量135.962万kWh，充放电转换效率85.44%。其中由于结算问题，无法实现峰谷价差盈利；充放电转换效率损耗部分造成的亏损为7.14万元；作为用户购电产生的费用为3.53万元，共计损失可达10.66万元。配建储能入不敷出影响着新建新能源场站的建设和储能市场的长远发展。

三、储能项目发展现状及建议

截至2022年10月，山东省风电、光伏装机容量 60192.57MW；储能项目共计46座，总容量874.05MW，同比增长459.93%，储能容量占新能源装机比例为1.5%。其中新能源场站配套储能39座，容量361.45MW，占比41.35%；独立储能电站7座，容量512.6MW，占比58.65%。独立储能后来者居上，占据山东省储能市场的半壁江山，对电网调峰、维护电网安全作出贡献。

新型储能已成为投资热点，市场对磷酸铁锂电池的需求会越来越大，锂离子电池项目建设成本居高不下，成本疏导困难；同时由于盈利模式不足以支撑储能项目覆盖成本，特别是配套储能项目，市场驱动力不足，影响储能项目未来的布局和发展。

（一）优化储能配置方式，合理储能布局。随着液流电池、钠离子电池、空气压缩储能、二氧化碳储能等新技术逐步在由试验走向应用，新型储能产业布局迎来重大机遇，应全局性考虑储能产业的发展，引导各种类型储能有序建设，理清产业链发展，切实发挥储能的作用，避免资源浪费。

（二）丰富完善储能盈利模式，利用市场推动储能持续发展。建立保障储能项目盈利的长效机制，推动储能盈利模式多元化，完善电能量市场、容量市场、辅助服务市场等市场的参与规则及价格形成机制，通过价格信号引导储能市场良性发展。尽快解决光伏场站配套储能项目的结算问题，研究推动配套储能向独立储能转化的可行性，出台配套储能综合利用等实施细则支持配套储能盈利模式的多样化；研究配套建设储能与新能源项目作为一个市场主体，对新能源参与现货市场起到的调整与稳定作用。

（三）统筹规划配建储能，支持容量租赁市场发展。山东省目前将储能装机配额作为新能源发电项目并网条件，但对配储能的容量比例和装机时长缺乏足够依据。科学规划、统筹配置储能的比例和装机规模，出台配套储能后续建设政策，鼓励通过租赁独立储能容量形式进一步支持和完善容量租赁市场。

原标题：现货市场下储能项目盈利模式待突破