中国储能网讯：文/曾鸣 王雨晴 张敏 敖金娣 王好雷 刘沆，华北电力大学 青矩工程顾问有限公司 国网湖南电力，价格理论与实践
2021年7月，国家发展改革委、国家能源局出台《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，鼓励探索建设共享储能。独立储能作为新型市场主体，同时也是共享经济下共享储能发展的重要载体，目前处于发展初期，由于市场机制仍处于建设中，其商业模式尚不明晰，储能效益无法实现最大化。因此，探索共享经济下独立储能的投资运营及盈利模式，对于促进独立储能发展具有重要的现实意义。
一、相关研究文献评述
在“碳达峰”“碳中和”目标要求下，高比例可再生能源接入的新型电力系统安全稳定运行面临巨大挑战。新型储能是支撑新型电力系统建设的重要措施，在电力系统中拥有广泛的应用场景，能够有效提升能源电力系统调节能力、综合效率及安全保障能力。目前国内外学者围绕储能的应用场景及其商业模式开展了一系列研究。
在储能应用场景方面，木薇等（2021）提出：按照储能在电力系统中的安装位置可以分为发电侧、电网侧和用户侧三大场景。张宝锋等（2020）认为，发电侧储能可以提高可再生能源的灵活性，通过充放电调整实现平滑功率，保障输出稳定。戴逢哲等（2022）、曾鸣等（2020）在研究中指出：用户侧配置储能可以通过光储充一体化运行、微电网运行等方式参与需求响应，降低电能使用成本，提升电能质量与供电可靠性。
在储能商业模式方面，席星璇等（2020）在研究中提出：发电侧储能设备与联合机组参与调频，对储能机组采用日前报价和考核调频性能方式进行补偿。朱刘柱等（2020）、彭文清等（2020）认为，电网侧储能可通过参与辅助服务市场或计入输配电的方式实现成本回收。黄碧斌等（2021）建议：电网侧储能与属地电力公司签订协议，定制两部制电价结算方式。Zheng等（2021）、Zhang等（2019）认为，用户侧储能主要通过峰谷价差与需求响应补贴获利。此外，Bertrand和Papavasiliou（2020）、Sun等（2020）提出：储能电站可以通过独立参与现货能量市场、容量市场、辅助服务市场等多种电力市场交易，根据市场价格获得相关收益。
综上所述，目前国内外研究大多分应用场景设计储能商业模式，储能仅为单一应用场景服务，虽然参与辅助服务市场可以实现为多场景服务，但辅助服务市场正处于建设初期，储能效益无法通过市场体现。鉴于此，采用共享经济理念解决当前市场过渡期下储能服务场景单一的问题，系统性提出基于共享模式的独立储能商业模式是本文的重要创新点。具体而言，针对市场过渡期，在阐述独立储能发展优势的基础上，从投资运营和盈利渠道两方面，提出基于共享经济的独立储能商业模式，并分别对容量共享和调节能力共享模式下的独立储能运行经济效益进行测算，验证所提商业模式的可行性。
二、基于共享经济的独立储能商业模式分析
独立储能作为一种储能运行模式，以第三方资本为主投资建设，直接接入电网运行，出售或租赁储能容量调节能力给发电企业、电网企业、电力用户等具有储能使用需求的主体，或者利用独立市场主体地位进行辅助服务市场交易，以实现为多场景多主体服务、储能价值共享。
独立储能可以将传统的1对1转变为1对N、N对N的运行模式，以此达到资源共享，通过共享经济最大化发挥储能价值（如图1和表1所示），具有灵活性强、适用场景广、投资主体与结算界面清晰等优势。
（一）独立储能投资运营模式
投资运营模式是商业模式的重要组成部分，决定储能设备这一关键资源的获取渠道。独立储能以第三方资本投资为主，投资灵活性较强，为引导储能运营商、综合能源服务商、储能电池制造商等社会资本参与独立储能投资运营，本文提出自投资+自运营模式、融资租赁模式及经营性租赁模式三种可行的独立储能投资运营模式，以分担投资风险，保障投资收益，提升各类资本对储能电站的投资积极性。
1.自投资+自运营模式。自投资+自运营模式是指独立储能运营商用自有资金或者其他融资方式独立投资建设储能电站，同时利用自己的运营、维护和检修团队对储能电站进行日常运维，储能电站获取的全部收益归自身所有。这种模式的优势是投资方具有储能电站的经营权和所有权，充分发挥独立储能的价值，获得储能电站的所有收益。
2.融资租赁模式。融资租赁模式主要是独立储能运营商租赁经储能电站进行经营并负责储能电站运维，在整个租赁期间独立储能运营商享有使用权但没有所有权，租赁期满后，储能电站所有权转移至独立储能运营商。由于储能电站的初始投资数额大，投资回收期较长，采用这种模式可以减轻企业前期资金压力，实现投资风险转移（如图2所示）。
3.经营性租赁模式。经营性租赁模式指独立储能运营商联合电池厂家共同建设储能电站，独立储能运营商与电池厂家签订储能核心设备租赁合同，由电池厂家提供储能设备，独立储能运营商统一建设储能电站，并由电池厂家在租赁期间内提供运维服务。该模式的优势在于可引导电池厂家等社会资本进入储能电站建设领域，减少储能电站建设初始资金投入，实现储能运营商与电池厂家的合作共赢。利益关系（如图3所示）。
（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（见表2）。
———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、共享模式下的独立储能经济效益测算结果分析
基于上述独立储能共享商业模式，本文以某锂电池储能电站为例，分别对容量共享模式和调节能力共享模式下的独立储能经济效益进行测算，通过与为单一场景服务的常规运营效益对比，分析市场过渡期下独立储能共享商业模式的可行性与盈利能力优势。
1.基础数据。该储能电站的储能容量为10MW/40MWh，建设期为1年，经营期和折旧期均为15年，假设常规运营模式下每日“一充一放”，仅考虑参与调峰服务，储能电站相关参数见表3。其中，投资与运行参数来源于案例储能电站的实际数据，价格数据为青海省现行共享储能调峰价格。
2.容量共享模式经济效益测算。对容量共享模式下新能源场站与独立储能的经济效益分别进行测算，测算结果如图4、表4及表5所示。图4对比了新能源场站自建储能与租赁独立储能容量两种方式下单位容量年成本与累计成本，新能源场站自建储能需承担初始投资成本和后续每年的运维成本，租赁独立储能容量则仅需要每年支付租赁费用，虽然除建设期外，自建储能单位容量年运营成本低于独立储能年租赁成本，仅为租赁方式的23.9%，但由于自建储能初始投资较大，自建方式累计年成本始终高于租赁方式（如表4所示）。假设独立储能租赁价格为35.69万元/兆瓦，新能源场站自建储能的全寿命周期单位容量成本为349.26万元，租赁储能的全寿命周期单位容量成本为293.02万元，与自建相比，租赁储能容量可节约16.1%的成本支出。
通过计算独立储能在常规运营和容量共享两种模式下的内部收益率评价其经济性，计算公式如式（1）所示，计算结果如表5所示。
其中，FIRR为独立储能的财务内部收益率，CI为现金流入量，CO为现金流出量，(CI-CO)t为独立储能第t年的净现金流量。
由表5可知，独立储能在未开展容量租赁业务、仅参与调峰服务等情况下，其内部收益率为4%，项目投资效益差；若其以容量共享模式运行，由于容量租赁收入的增加，独立储能的内部收益率将提升至8%，高于基准收益率7.5%，满足一般项目投资决策对收益率的要求。
综上所述，在容量共享模式下，新能源场站和独立储能可以实现双赢。对于新能源场站来说，租赁储能容量可以降低新能源配套储能的建设成本，节省储能设施的日常运维成本，实现新能源场站储能利用成本的降低；对于独立储能来说，容量租赁收入将保障储能电站固定成本的回收，提高储能电站投资效益。
3.调节能力共享模式经济效益测算。假设在调节能力共享模式下，独立储能电站为多主体服务，每日可实现“两充两放”，考虑储能设备全寿命周期最大充放电次数约束，调节能力共享模式下独立储能寿命缩短，经营期与折旧期减半至8年。由于目前尚无有关独立储能电站容量电价的政策，因此本文仅考虑辅助服务补偿收入，对常规运营模式与调节能力共享模式下的储能电站全寿命周期经济效益进行测算，结果如表6和图5所示。
图5对比了调节能力共享前后独立储能电站的累计净现值。调节能力共享前，全寿命周期内储能电站的累计净现值始终小于0，内部收益率为4%，不具有投资经济性。调节能力共享后，独立储能电站的累计净现值于第8年开始为正，投资回收期为7.03年，全寿命周期内储能电站的净现值为307.41万元，内部收益率为10%，高于基准收益率7.5%，结果表明调节能力共享模式通过提高储能调用频率，充分发挥储能价值，可有效提升储能电站投资收益，未来随着容量电价机制的健全，独立储能电站的运行收益有望继续增加。
四、结论与建议
本文以共享经济为立足点，在市场过渡期的背景下，分析独立储能的发展优势；为提高储能效益，选取独立储能的商业模式为研究对象，提出包括自投资+自运营、融资租赁和经营性租赁在内的投资运营模式；应用共享理念设计了容量共享和调节能力共享两种独立储能盈利模式，明确了不同盈利模式下的独立储能收益构成，进而对两种模式下的独立储能经济效益进行测算。测算结果表明：共享模式可拓展储能盈利渠道，最大化发挥储能价值，实现储能电站与其他主体的共赢。
目前共享模式下的独立储能处于发展初期，对于独立储能发展支持政策，提出以下建议：
1.加快建设独立储能示范项目。政府鼓励建设独立储能相关的示范项目，探索独立储能的应用场景和商业模式，把建设较为成功的独立储能项目作为模范，通过不断借鉴、模仿与学习，研究可直接复制的模式进行推广。在投资主体方面，建议以第三方资本为主，同时考虑当地政府及民营资本，在必要情况下可以采取众筹模式，激发储能电站的运营活力；在商业模式方面，建议创新运营机制，引导建立容量共享、调节能力共享等共享储能发展模式，支持推广新商业模式、新业态的示范应用。
2.完善电网侧独立储能电站容量电价机制。建立容量市场直接反映容量需求信号，采用两部制电价模式能更合理反映储能系统充放电次数对电站收入的影响。直接激励容量投资，更好地保证供电充裕度，同时把容量电费纳入省级电网输配电价回收（特定电源应分摊的容量电费由相关收益主体承担），由全社会用户进行分摊，避免电价飙升。容量价格可以由市场交易形成，也可以由政府根据成本定价法设定，或完全由供需关系确定电量价格。在确定容量电价时，要考虑储能系统电池容量、用电总量、用电功率峰值、维护成本、固定成本及其他附加成本等要素，提高储能系统容量配置方法的科学性和准确性，完善电网侧独立储能电站容量电价机制。
3.加快推进辅助服务市场和现货市场建设。明确储能参与电力市场的主体身份，明确独立储能设施并网、接入方式等具体实施细则，允许其以独立市场主体身份开展运营。未来还应继续完善储能参与电力辅助服务市场交易的细则，明确交易品种、建立价格机制，激发市场运营活力，提高储能项目利润水平，促进储能在电力现货市场发挥作用，通过市场手段获得储能系统的合理回报。
