独立储能成新型储能增长主力 商业模式面临挑战有待完善

　　中国电建江西省电力设计院（下称“江西院”）专家告诉记者，对于电网侧储能项目而言，现货套利主要是指在电力现货连续运行的区域，以2h储能为例，部分省份现货市场形成的峰谷价差要大于0.4元/kWh，但获利前提是要具备电力现货交易能力，盈利水平取决于预测电价趋势的能力。 　　电网侧储能收益还来自辅助服务和容量补贴。《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（114号文）明确电力现货市场连续运行后，有序建立发电侧可靠容量补偿机制。目前，甘肃、吉林、陕西等多省份已出台容量电价补偿细则，但是不同地区补偿标准差异较大，容量时长折算对储能收益影响也较大，商业模式需进一步完善。 　　正如前述，就在规模狂奔的同时，内蒙古独立储能放电量补偿从0.35元/kWh降到0.28元/kWh，日内全容量调用被限制在1.5次。一位电力交易厂商人士向记者直言，独立储能的规模扩张与补贴退坡同时发生，这是对中国独立储能商业模式的第一次大考。 　　事实上，《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（136号文）落地后，强制配储取消，容量租赁需求收缩，独立储能的收益越来越依赖“补偿+现货”两条腿。 　　以蒙西市场为例，上述电力交易厂商人士告诉记者，随着规则调整和更多火储联合体入场，储能的边际收益正被快速摊薄。同时，在现货市场中，储能作为新型市场主体，在充电时段不仅面临电费成本，还需分摊新能源的预测偏差费用，这大幅压缩了“低充高放”的套利空间。 　　正如王随涛所说，现货、调频、容量补偿三类收入随规则演进变化，长周期趋势难以线性外推，这使储能电站收入来源不确定；同时，同省不同节点价差差异显著，评估误差被直接放大为收益偏差。此外，独立储能项目运营过程中的设备在线率波动、运营水平分化等情况值得关注。 　　根据中关村储能产业技术联盟理事长陈海生的观察，今年上半年，部分地区现货峰谷价差收窄，而系统运行费用增加，储能充电成本进一步上升，导致收益被压缩。未来，储能项目的价值不仅取决于设备投资成本，更取决于市场交易能力、运行策略和全生命周期运维水平。