年前1月末，河北省发布了《关于制定支持独立储能发展先行先试电价政策有关事项的通知》，彼时有关注公众号的朋友私信我，想让我写篇文章解读下。
难说解读，但可以分享一下自己的理解，正好之前也阅读过新疆和内蒙古发布的类似政策，就把三地政策放到一起，不当之处各位一定批评指正。
（来源：微信公众号“黄师傅说电”）
什么是独立储能
很多朋友会听到“工商业储能”，“独立储能”，“长时储能”，甚至“大储”和“小储”这样的称呼，会有些迷糊。
小储对应的就是工商业储能，也可以称作表后储能，针对的是用户侧，功率和容量相对较小，所以叫做小储。
大储对应的是电源侧和电网侧，应用于电网侧的储能系统基本都是独立储能，因为整个储能电站单独被调度，单独计量，有独立的电网户号。
在《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》（发改办运行〔2022〕475号）一文中，对独立储能有如下定义：
“具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，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”。
而电源侧的储能要看其与本身的发电设备是否有线路上的直接连接，即是否和发电设备在一个计量表下。
如果不在一块计量表下，则也可以视为是独立储能，别管它是不是发电厂建设的。
而至于长时储能，就是容量很大，并不像常规工商业储能那样做到0.5C的充电倍率（2小时满充满放），而是会以更低的充放电倍率，但配置更大容量的电池。
所以独立储能的意思就是单独挂表计量且单独接受电网调度的储能系统，一般容量都不会小。
一般为了方便理解，我会把与光伏或风电并接在同一电厂母线的储能叫做“发电侧储能”，这种储能主要用来平滑新能源出力、降低弃风弃光电量并辅以参与新能源电站的功率调整。
而一个储能主题接入电网的，具有独立法人，独立表计，并接受电网独立调度的储能叫做“电网侧储能”，也就是独立储能。这种储能主要参与电能量市场和辅助服务市场交易来获利，辅助电力系统提供柔性调节能力。
而那些在用户表后和用户负荷并接在一起的储能，就是用户侧储能，主要用来根据用户自身的峰谷电价差来进行套利，亦或是提供调节需量、负荷保电等其它服务。
独立储能可提供的服务
过年假期的时候，翻出了几年前阅读过的《Electricity Storage Valuation Framework》，一份国际可再生能源署（IRENA）在2020年发布的有关电化学储能的报告，讲述的是如何评估电化学储能在电力系统中的价值以及如何让项目可行且落地。
这次我只把报告的第三部分，电力系统中储能的实际应用案例部分重读了下，依照报告里的内容，电化学储能在电力系统中主要有如下8项作用，分别是：
其中第7和第8项针对于用户侧的微电网，一个是孤岛离网型，一个是用户并网型，这都不是独立储能的应用之处。
第5和第6项虽然是独立储能可以承担的功能，但在当前我国的电力市场中被讨论的较少。
第4项平滑风光可再生能源出力曲线多见于和新能源场站共建且同属一块表后的储能系统，也就是发电侧储能，这并不算是独立储能。
而第1到第3项却是目前独立储能重点可以提供的服务。
作为运行备用，是利用储能的快速响应的特性来提供调频服务，其速度之快可以媲美一次调频，甚至可以在毫秒级提供频率支撑服务，这在欧洲和澳洲已经有了可靠的应用。
作为柔性爬坡，独立储能可以协助整个系统在新能源出力陡降活陡升的时候提供一定的功率支撑，给其它发电资源争取时间尽快补上缺口。最近山东发布一项“提供爬坡辅助服务”的政策，就是与之相关。
作为电量套利，独立储能可以作为发电主体和用电主体参与电力市场交易，而市场上的电价信号反应了当前电量的充足与否，实际上储能在套利的同时也在提供一种调峰服务。这也是为何在国外的辅助服务并没有调峰一说，调峰是我国特有的一个交易品种，因为国外用电价的高低来作为发用的信号，但在我国目前电价的高低和用电需求量的高低并不同步，所以暂时依然需要一些政策手段来吸引调节资源。
在我国，电力现货市场和电力辅助服务市场尚未建设完全，独立储能的收益并不完全来自于市场竞争，而是尚处于政策支持+市场交易的阶段。
除去那些一次性激励性质的建设补贴，我国独立储能项目大致的收益来源有如下四项：
分别是，价差套利、调峰补偿、容量补偿和容量租赁。
价差套利
在电力市场上进行价差套利，储能充电时作为用电户，储能放电时作为发电户，充放电的价差就是这部分收益的来源。
在当做用电户时，充电的电价不包含输配电价、系统运行费和政府性附加基金，只包含上网电价和上网线损折价。
而在当做发电户时，其售卖的价格要么被政策规定，要么来自于作为独立体，在电力市场上进行交易而确定的电价。
河北省
在河北省发布的文件中，有如下的规定，
我理解的商业运营前就是没确定好自己的充放电价到底是找电网代理购电还是自己参与市场化交易时的临时性电价。
充电电价 = 当月电网代购价格，
放电电价 = 市场月度集中竞价交易加权平均价格，
二者的差值显然不会太大，应尽快度过这个阶段。
冀北区域的独立储能电站，可进行代理购电，也可以作为市场化主体参与中长期交易。
文件中规定，放电电量的电价在市场月度集中竞价交易加权平均价格基础上进行分时结算，即放电价格可以按照这个价格进行规定比例的上浮，毕竟放电的时段一定会选择高峰或尖峰段。
但充电价格并没有明确规定是否也同样执行分时结算，分时与否，价格差距还是蛮大的。
河北南网区域，文件中规定独立储能的充放电电价按照《2024年河北南部电网独立储能参与电力中长期交易工作方案》进行结算。
这个方案中规定，储能的充放电价格按照交易形成，虽未明确是否分时结算，但如果平进平出的话储能的收益又从何而来？
所以可以推断充放电电价会根据当地的分时浮动系数同样进行分时，也是峰谷套利。
河北暂未运行电力现货市场，而一旦储能进入现货市场参与交易后，就不会再有分时一说，现货的价格自己就会反应出价差。
冀北和河北南网峰段上浮70%，谷段下浮70%。6-8月和11-1月有尖峰段，在高峰基础上再上浮20%，也就是相当于在平段的基础上上浮104%。
也就是说，两地全年一半的时间可以拿到1.4×交易电价的价差，一半的时间可以拿到1.74×交易电价的价差。（冀北的充电电价暂时也当执行分时结算处理）
内蒙古
我们把视角从河北转移到内蒙古，该地区于去年发布了《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》。
文件中对于独立储能电站参与交易的方式做出了规定，蒙西地区直接参与电力现货市场，毕竟蒙西的现货市场已经试运行许久。
而蒙东地区在现货之前只能参与中长期交易并按照相应的尖峰谷分时电价政策执行分时电价。
相当于通过交易确定度电电价，也就是平段电价，然后结算的时候依据充放电所在的时段，再依照对应浮动后的分时电价进行结算。
两地在2月份均开始执行新的分时电价，那么对于蒙东地区，独立储能的充放电电价差会受新分时电价政策的影响。
以平段为基础，高峰上浮68%，尖峰在高峰基础上再上浮20%，即101.6%。
谷段下浮52%，深谷在此基础上继续下浮20%，即平段的38.4%。
那么6-8月有尖峰及深谷段的3个月，最高价差 = 1.632×交易电价。
其余月份，峰谷价差 = 1.2 × 交易电价。
新疆
再把视角推远至新疆地区，该地区于去年年中发布了《关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》。
文件中对充放电价格的规定与蒙东地区类似，在现货市场运行前，依据交易电价进行分时结算。
现货市场运行后，再根据实时的现货电价进行结算。
新疆地区根据不同月份也有深谷和尖峰电价，
最高价差（尖深价差）=1.9 ×交易电价，
峰谷价差 = 1.5 ×交易电价。
虽然交易电价都要根据当地电力市场当月的月度集中竞价产生，但可参考当月电网代理购电价格中的上网电价进行近似测算（不含偏差）。
2月份代购上网电价如下：
不论储能提供何种服务，其都是要通过充放电的形式，那么充电电价和放电电价的价差也就在提供服务的同时产生了一笔套利费用。
可这也可能产生一种矛盾的现象，就是储能在提供一些辅助服务的同时，一定能踩上谷电峰用的节奏上么？
储能想充的电只是价格便宜的电，但当前价格便宜的电不一定就是供大于求的电，二者在政策属性和市场属性上有一定的错位。
调峰补偿
为何要调峰？
放在新能源渗透率较低的电力系统中，调峰主要是调节用电低谷，一些发电机组不满发，主动压低出力并维持在技术最低出力点以上，否则就要停机了。显然此时机组并不运行在最佳经济区间，也就是烧同样多的煤产生更少的电量。
此时那些未处于经济运行点或者是暂时让度发电量的机组就是在提供调峰服务，会得到机会成本的补偿，补偿来源就是那些不参与调峰的机组。相当于这个辅助服务市场在机组之间形成，东北目前的辅助服务市场就是这样。
而放在新能源渗透率较高的电力系统中，调峰还需要承担调节发电高峰，而这时候用传统发电机组调峰依然只能降低出力，或是停机好给新能源电力让路。
而储能在这个时候可以起到不俗的作用，将暂时多余的电能存储起来，等新能源出力不足时再释放出去。
当然还有一种调峰方式，那就是弃光弃风，比如有些地区过年期间让分布式光伏参与了调峰，也就是通过限制发电来调峰。
可见，利用储能来调峰，可以提高消纳率，平抑负荷的波动。
按理说一个成熟且健全的电力市场，新能源发电量有盈余的时候应该就是低电价的时刻，甚至是负电价的时刻，那么储能在这个阶段充电不仅可以获得相对较低的充电价格，而且也同样提供了调峰服务。
待到新能源出力降低，电价逐渐升高，储能系统再择机放出所存储的电能，获得套利收益。
但问题是，在我国，新能源发电充足的时候和现行的分时电价时段不一定对得上。
所以储能的运行要看当前的时段是否是低电价时段，而不是去看当前的时段是否是需要暂存新能源多余电量的时段。
前者是计划，后者是市场，二者目前尚未统一，这也是很多地方诟病的现货市场和当前的分时电价政策难以衔接之处。
但着实我们现在需要储能提供类似的调峰服务，但只靠市场电价信号无法彻底保证收益该怎么办呢？
依然只能是政策性电价，先让储能的投资跑起来。
对于调峰这一点，河北的规矩很简单，全年调用完全充放电次数原则上不低于330次，差不多1天1次。
调峰期间的充放电电价如前“价差套利”部分所述，至于是否每次都是低电价充而高电价放暂时不得而知，毕竟调峰的行为会给与补偿，而这个补偿通过容量电价的形式呈现。
对于内蒙古地区，文件上并未明确调峰事宜，但有确切的容量电价补偿机制。
而在新疆的文件上已经明确规定，“在全网弃风弃光时段根据电力调度机构指令进入充电状态的，对其充电电流进行补偿，具体补偿标准为0.55元/千瓦时；其放电量按照0.25元/千瓦时结算，并不再享受容量电价补偿”。
对于这句话呢，我有两点理解，
第一就是所谓的调峰补偿和容量补偿互斥，或者说有些没有具体调峰补偿说明的地区，其补偿就是容量补偿。
第二就是这个调峰状态下的充放电电价，充放电都给钱，不考虑损耗的前提下，一度电的充放可以获利0.8元。
但是文件也提及全年完全充放电次数不低于100次，单靠这么少的充放电次数显然效益不高，所以我猜测电网要调用储能资源的时候会酌情看其当前的充放电空间，或者可以是提前告知让储能场站可以做提前准备。
这样在被调用的100多次里享受8毛钱的度电收益，同样在非系统调度的时候继续在交易市场寻求套利空间。
当然对于选择不主动参与调峰辅助服务市场的新疆独立储能用户，依然可以获得容量电价的补偿，那么就自行去交易市场上找寻电价信号玩耍吧，但那个价差显然没有8毛钱美丽，所以这个调峰的资格还是要争取的。
容量电价
说完调峰，必须要提及容量电价，为何要提供给储能运营方一个固定的容量电价呢？
还是因为当前的现货市场和辅助服务市场没有完全建设，导致新型电力系统需要独立储能，但建设方因为收益的考量没有意愿。
所以出台储能的容量补偿机制可以缓和建设方对于成本回收的顾虑，毕竟单靠现在市场上的峰谷价差很难说服这些建设方。
而系统需要独立储能的最大目的，依然是在调峰，调新能源出力的峰。
所以这一节和上一节“调峰补偿”是一个目的下的两种付费机制。
河北和内蒙古选择了直接以容量补偿电价的方式，新疆则是在调峰补偿和容量补偿之间做二选一。
那么有什么不同呢？
河北的容量机制需要独立储能时刻听调，文件规定了全年的满充放最低次数，所以独立储能的收益来源于两部分，一部分是在交易市场上谈好了的充放电电价，一部分就是这个容量补偿电价。
河北同样规定了容量补偿电价的上限，而且根据并网时间的前后逐渐进行退坡，逐渐降低这个电价的上限。
2024年6月前并网的，上限为100元/千瓦·年，之后到年底并网的，上限为50元/千瓦·年。这个不是最终的价格，而是竞价的上限。
因为在同时，河北也公布了可以纳入补贴的总容量，河北南网300万千瓦，冀北电网270万千瓦。
各建设方需要报量投价，在建设期就参与竞争。
虽然文件上没有说明，但我觉得从技术角度，网侧一定会对宝贵的储能资源提出更高的响应要求，比如对于调频的一次响应或者毫秒级响应等等。
所以，依然是不健全的电力市场带来的不同步，即储能被调度的充放电时段有可能没有和价格的峰谷匹配上。
毕竟调度看的峰谷是电量的峰谷，而储能希望看的峰谷确是价格的峰谷，这种错配不管是大储，还是小储都存在。
内蒙的容量补偿机制同样也是为了适配调峰需要，只不过发放的形式是依照放电量给与补贴，也是规定了上限0.35元/度，同样需要竞价。
而新疆地区的容量补偿机制与调峰补偿机制互斥，只能二选一。
选择容量补偿机制的话同内蒙古一样，2025年年底前，按照放电量核算，逐年有20%的退坡。
23年为0.2元/度，24年为0.16元/度，25年为0.128元/度。这个不需要竞价。
可见，河北地区按照装机容量来补偿，给到的是功率的补偿，而不是储能电量的补偿，因为文件里也规定了可以拿到补偿的储能电池电量的小时数。相当于安安稳稳的在那里，不用也给你钱。
而内蒙和新疆的是按照放电量给补偿，那么意味着不放电的话就拿不到这个钱，而放电的行为自己参与市场要看电价，参与调峰要看调度的安排。
三地的容量补偿机制还有一个大大的不同，就是这笔补偿费用从何而来。
河北和新疆规定由全体工商业用户承担，而内蒙古规定由新能源场站承担。
且从新疆每月发布的代理购电价格表中可以明确看到在系统运行费里有储能容量电价一项。
依照提“谁受益，谁承担”的系统运行费原则，我确实有点迷糊，当然受益方确实是二者都有。
容量租赁
容量租赁的意思就是可以把独立储能的容量租赁给那些需要配储但自己没有建储的新能源场站。
场站按年支付容量租赁费用给独立储能电站，好完成自己的并网义务。
这个配储是并网的要求，也是优先发电，优先交易的保障，当然也是新能源电站运行的成本。确实符合“谁受益，谁承担”。
而出租容量的独立储能电站就有了一笔稳定的收入，当然收了这个钱，容量电价的钱我认为也就收不到了。
毕竟，你是在替新能源场站听电力系统的调度，每次被调度的电量收益归你，但是你所提供的听调服务已经有人来买单了。
至于一些报告上表述的山东独立储能目前是“现货市场+容量补偿+容量租赁”三种收益并存的方式，我暂时认为那个容量补偿和容量电价机制并不完全一致，有点类似于一次性的建设补贴。
思考与总结
结合三地的独立储能政策，依然还有不少谜团在脑海中。
最主要的有两点，第一点还是在于调度和储能电站对于峰谷的理解，有可能造成时间上的错配，顶着没有价差或者低价差来提供充放电服务。
第二点在于琳琅满目的收益选项不知道哪些是可以兼容的，哪些是互斥的。我也只能根据自己的经验稍加判断，写出来供大家参考。
但毕竟仅是纸上谈兵，疏漏之处大家多多指正。有机会去现场调研的话，再来斧正当下的理解。
而我认为，独立储能电站最终的收益还是要奔向成熟完整的现货市场和辅助服务市场。
现货市场定好了每时每刻的电价，不论是充电价还是放电价。
然后在此基础上，储能去参与投标各类辅助服务，提供辅助服务的时候来提供自身的功率，没有辅助服务需要响应的时候在电能量市场上做好套利。
所以，暂行的容量电价都是过渡，其归宿依然是真正的市场机制。
参考文件：
《Electricity Storage Valuation Framework》国际可再生能源署储能报告，投资和技术方向，英文版
《河北省关于制定支持独立储能发展先行先试电价政策有关事项的通知》
《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》
《新疆关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》
