截至目前，国家出台了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》《电力补偿服务的工作方案》等支持储能发展的政策文件，开启了储能应用的良好开端，为国内储能市场的发展打开了巨大的商业化应用空间，并有望催生出多种相关应用的盈利模式。自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，据不完全统计，这一范围涵盖20个省份，储能已经成为新能源规划中的重要环节。储能的应用空间正随着技术和市场两方面的推动不断加强。
（来源：微信公众号“中国电力企业管理”作者：姜兰兰）
储能商业模式分析
近年来，全球储能装机规模持续保持较高的增长速度，据CNESA统计，截至2021年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模209.4吉瓦，同比增长9%，新型储能的累计装机规模为25.4吉瓦，同比增长67.7%，其中锂离子电池占绝对主导地位，市场份额超过90%。海外储能市场呈现出高速增长的态势，分区域看主要以美国、欧洲、日本、韩国、澳洲市场为主。海外储能市场发展迅速有以下重要原因：首先，各国颁布多项储能激励政策和规划，推动储能市场的发展，在政策激励和市场需求推动下海外储能市场维持高速发展的状态；其次，具备较为成熟的电力现货市场和辅助服务市场，拥有多元化的电力品种为储能市场提供收益支持；第三，海外储能项目具备较高的经济性，在高收益、补贴政策和储能成本下降的驱动下盈利能力提升明显。
与全球储能结构相似，我国锂离子电池储能也正在快速发展。“十三五”时期我国新型储能基本实现了由研发示范向商业化初期的过渡，但仍然存在缺乏国家层面宏观规划、备案和并网管理流程不明确不规范、长期性稳定性激励政策缺乏、建设和调度运行不衔接不协调、标准体系不健全等问题。
中国储能政策主要体现在财政补贴、辅助服务市场规则、接入规范、需求侧响应等方面。结合中国政策要求和电力体制改革情况，储能的潜在商业模式可分为输配电成本监管模式和竞争性业务模式两大类。输配电成本监管模式适用于保障电力系统安全和保障输配电功能两类场景的储能应用，按照投资回收方式不同，该商业模式又可细分为有效资产回收模式和租赁模式。有效资产回收模式由于资产要进入输配电价核算，因此只能由业务受到监管的电网企业投资；租赁模式可由社会资本投资，租赁费用由价格主管部门负责核定和监管。竞争性业务模式适用于提供辅助服务、削峰填谷和提高新能源利用率三类场景的储能应用，按照投资回收方式不同，该商业模式又可细分为合同能源管理模式、两部制电价模式、辅助服务市场模式和现货交易市场模式。竞争性业务模式由可参与市场竞争的社会资本投资。
从目前国家一系列指导意见来看，储能通过获取国家级财政资金补贴实现爆发式增长的可能已微乎其微。尽管如此，地方层面针对储能或分布式光储项目的补贴仍然是提升储能经济性的可行渠道，正在激发新一轮的储能开发热潮。据悉，目前已有11个省（区、直辖市）出台了23项储能补贴政策。
储能典型的商业模式
以100兆瓦/200兆瓦时储能项目为例，对湖南、山东、宁夏商业模式进行分析。
具体参数模型如下——电池寿命：采用磷酸铁锂电池，循环次数按6000次，10年；投资成本：考虑建设成本，一套储能电站的建设成本约1800元/千瓦时，10年人力、运维成本约250元/千瓦时，总投资约4.1亿元；运行参数：DOD（充放电深度）为90%，系统效率为85%，不考虑储能系统的逐年衰减。
湖南
湖南主要的商业模式为“储能容量租赁+辅助服务调峰”。
储能容量租赁：湖南共享储能租赁均价约4000万元/100兆瓦/年，10年租赁收益约4亿元；辅助服务调峰：依据《湖南省电力辅助服务市场交易规则（试行）》（湘监能市场[2020]81号），储能电站报价限额在0~500元/兆瓦时，因为电站报价和调用频次没有明确规定，辅助服务调峰收益没有保障性收入；以全寿命周期10年6000次计算，在租赁收益不变的基础上，辅助服务调峰按照最大报价500元/兆瓦时计算，要调用112次才能收回本金；辅助服务调峰平均报价为9.3元/兆瓦时，才能在10年内收回本金。
山东
山东主要的商业模式为“储能容量租赁+电力市场交易”。
储能容量租赁：山东共享储能租赁均价约3300万元/100兆瓦/年，10年租赁收益约3.3亿元；电力市场交易：根据《关于做好2022年山东省电力现货市场结算试运行有关工作的通知》（鲁监能市场函[2022]8号），依据国网山东省电力公司介绍，在电力市场交易期间储能电站充电最低价为-0.08元/千瓦时，储能电站放电最高电价约0.5元/千瓦时，按照该价差进行交易，储能电站一充一放收益约为8.946万元，以电力市场交易最大价差，在租赁收益不变的基础上，要储能电站回收本金至少要运行190个循环。
宁夏
宁夏的主要商业模式为辅助服务调峰。
辅助服务调峰：依据《关于开展2022年新型储能项目试点工作的通知》，给予自治区储能试点项目0.8元/千瓦时调峰服务补偿价格，全生命周期内完全充放电前600次在辅助服务市场中不考虑价格排序，优先调用储能试点项目。按通知约定固定辅助服务调峰单次调用收益为14.4万元，保证的600次收益为8640万元；
以调峰服务补偿价格0.8元/千瓦时调用储能电站，需要调用2248次才能收回本金，每年调用600次需要约4年；按照储能电站全寿命周期，调峰服务补偿价格至少为0.34元/千瓦时，10年才能收回本金。
各省现有的固定收益政策均不能使投资的储能电站完全地收回投资，需要对储能电站的运行和报价进行各种假设来粗略计算收益状态，不确定的收益严重影响了社会资本对储能的建设投资意愿。
对三省不确定收益预设补偿金额和调用次数，湖南辅助服务调峰价格在250元/兆瓦时，调用次数为年300次；山东电力市场交易放电上限价格0.5元/千瓦时，充电下限价格0.2元/千瓦时，年充放电次数600次；宁夏辅助服务调峰补偿价格0.6元/千瓦时，年调用次数600次，预估收益情况如表1所示。
储能政策展望
目前，储能市场尚处于商业化初期，储能的价值收益难以充分体现，很多储能项目只能依靠短期调峰、调频及峰谷电价套利，但调频调峰的补偿机制不健全，峰谷电价套利依赖于电价水平，具有不确定性，是一种非可持续发展模式，不具备大规模应用的经济效益。储能产业要迎来真正的行业春天，就要把握好力度，保持政策制定的可操作性和可持续性，一方面各地各级政府因地制宜，参照新能源给予储能相应的补贴政策；另一方面，各级政府依据本地新能源发展规划，制定有利于储能电站参与售电的差别电价和辅助服务补偿机制，明确最低调用次数和最低补偿价格，在电化学储能成本与技术进入经济性区域的同时，明确投资回收期和可能获取的最大投资收益，以保证储能电站具备一定的发展空间。
