随着新能源大规模开发，储能装机投运的规模和速度也在加速推进，在一些列政策推动下，储能盈利模式也逐渐清晰，呈现多元化特点。
年底“扎堆”并网
据中国储能网不完全统计，1-11月，已经公开的储能装机投运项目共395个，规模达17.035GW/38.455GWh。今年5月，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会公布的数据显示，2022年中国储能新增装机量约14.7GW。
也就是说，今年前11个月的储能装机规模已经超过去年全年装机规模的16%，随着年底储能项目扎推投运，这一数据将进一步扩大。
从前11月新增储能投运项目装机功率占比来看，电化学储能占主导地位，装机量为15.557GW,占比为84%；抽水蓄能装机规模为2.45GW,占比13%；超级电容、飞轮储能、压缩空气、熔盐储热等项目装机为0.535GW,占比3%。
前11月投运的储能项目中，各种技术路线百花齐放，锂离子电池仍然占绝对的主导地位，装机项目达360个，规模为14.496GW，占比为99%。另外，共有2个钠离子电池储能、7个液流电池储能、2个铅碳电池储能、1个铅酸电池储能等新技术也得到了应用落地。
从应用场景来看，电网侧装机规模超过电源测，功率为10.707GW,占比64%；电源侧装机规模为5.734GW,占比为34%；用户侧装机0.372GW,占比为2%。
分区域来看，西北地区得益于风光发电配储项目较多，前11月装机投运规模最多为5.14GW；华东地区在山东、浙江、安徽等省份强有力的政策推动下，该区域电网侧独立储能、集中式共享储能、工商业储能得到了很好的发展，前11月装机规模仅次于西北地区，为4.096GW；华中区域装机规模排第三，为2.13GW,今年上半年，湖南省凭一己之力，投运12个储能项目，装机规模高达1.2GW，将该区域储能投运规模推向top3；西南地区装机规模为1.95GW，主要的贡献量来自于贵州省，该省11月新型储能装机规模高达1.2545GW/2.511GWh，大幅领先于其他省份，在电网侧新型储能项目投运的12个项目中，贵州省独占9个百兆瓦级项目，其中7个储能电站是贵州省首批独立共享储能示范项目。
从装机投运的时间来看，11月份新型储能扎堆投运，装机项目多大75个，总规模达到3.469GW/8.826GWh，环比增长235.31%，成为今年以来投运规模最高的月份。
从项目投建方来看，国电投、中国能建、中核、华能、华润、大唐、三峡、中电建等央国企仍然是这些储能项目落地的主导力量。
值的关注的是，11月，国家能源局组织发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知(征求意见稿)》，从制度层面确定了新型储能并入电网，及并网后调度运用的原则，对于新型储能市场的发展将起到积极的推动作用。
另外，地方层面，为推进储能项目并网，今年7月，贵州省能源局表示，在今年能源结构调整专项资金项目申报方面，对2023年11月底前建成并网的独立储能项目给予支持。
频现“首个”、“最大”
在今年已投运的储能项目中，“最大”、“首个”成为高频词汇。
比如，11月30日，中核三门200兆瓦滩涂光伏项目正式并网，标志着全国首个“核光储多能耦合”及中核汇能首个自主开发建设的滩涂光伏项目正式并网发电。项目可将包括太阳能、核能、电池的化学能等多种能源转化为电力，形成互补。
11月29日，安徽宣城首家5MW/15MWh用户侧储能项目成功并网，这是安徽省内单体装机容量最大的用户侧储能项目。
11月29日，江苏省容量最大的独立共享储能项目——江苏丰储200兆瓦/400兆瓦时（即额定功率200兆瓦，最大容量400兆瓦时）储能电站在南通市如东县并网，这座电站两个小时内最多可充电40万度。
11月27日，华能自主研发的全球装机容量最大单层站房式储能电站——上都百万千瓦级风电基地配套储能二三期工程实现全容量并网。该项目的亮点是，二三期工程采用站房式储能技术路线，通过单层站房式储能系统布置方式，大幅提升储能系统能量密度。
9月8日，在新疆哈密十三间房风区，全疆首座电网侧新型独立储能电站正式并入哈密电网，项目具有发电侧储能和电网侧储能双重特性，并网后，以电网侧独立储能方式投入商业运营。
8月，新华发电莎车100万千瓦光储一体化项目全容量并网。该项目总投资约50亿元人民币，装机容量为80万千瓦，配套储能20万千瓦/80万千瓦时，是目前中国最大的电化学储能电站。
随着各地储能项目建设如火如荼，项目交付的速度也屡次刷新记录。
今年8月，海辰储能供货的大唐重庆铜梁100MW/200MWh集中式储能电站项目并网，创下了百兆瓦级大型储能电站35天交付的行业“新速度”。
盈利模式仍待“破局”
一系列政策的推动下，国家和地方层面对新型储能的盈利模式与商业模式的探索仍在推进，呈现多元化特点。
就政策支持层面来说，近三年来，11个省份发布了新能源配储补贴政策，方式主要包括放电补贴、容量补贴、投资补贴。12个省份发布了新能源配储参与辅助服务市场的政策，交易品种主要包括调峰、调频、备用等。
统计显示，仅今年前7月，各地便发布321项储能政策，相当于去年全年总量。
目前来看，储能的商业模式逐渐清晰，但成熟可持续的盈利模式仍期待政策“破题”。新型储能主要以提供调频调峰等辅助服务为主要盈利手段。新版“两个细则”促进了辅助服务市场建设，目前，华中、西北区域、南方、华北、华东、东北和江苏、山东两省相继出台了新版“两个细则”，为一段时期内电力辅助服务的谋划了方向。
但是由于电力辅助服务市场不够完善，加上并网项目越来越多，辅助服务市场将出现“僧多粥少”的情况，仅依靠调频、调峰服务，难以形成对新型储能项目有效的成本疏导和收益保证。在新型储能的利用率较低、盈利模式不清晰的情况下，容量电价机制被认为是能够为新型储能实现盈利托底。
11月22日，国家能源局发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知（征求意见稿）》明确，以市场化方式促进新型储能调用，通过合理扩大现货市场限价区间、建立容量补偿机制等市场化手段，促进新型储能电站“一体多用、分时复用”，进一步丰富新型储能电站的市场化商业模式。
这也意味着，对于储能容量补偿，国家层面的政策即将出台。其实，对于这一政策，山东等5个省份已经开始先行先试。
山东明确，新型储能作为独立市场主体参与市场交易，执行基于市场化模式下的“电量电价+容量电价”两部制上网电价机制。新型储能向电网送电时，可根据月度可用容量获得容量电价补偿，具体补偿标准根据当月电力市场供需确定。经省能源局确定的示范项目，补偿费用暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿标准的2倍执行。
甘肃省要求，独立储能按其额定容量参与调峰容量市场交易，申报和补偿标准上限暂按300元/（MW·日）执行。
但是，也有观点认为，容量电价不是根治储能盈利难题的灵丹妙药，过度采用容量这一商业模式将拉高电力系统的安全调节总成本，增加全体电力用户负担。
分时电价时段优化和峰谷价差拉大促进了2023年工商业储能市场的爆火。从12月份各地区公布的12月电网代购电价来看，19个地区的最大峰谷价差超过0.7元/kWh，广东省（珠三角五市）最大峰谷价差最大，达到1.3376元/kWh。
另外，共有20多个地区执行尖峰电价。与11月份相比，23个地区最大峰谷价差进一步拉大，江西省涨幅最大，达到30%，其次是重庆，超过28%。尖峰电价可以有效提升储能峰谷价差套利收益，一些地区通过“两充两放”，缩短投资回收期。
值得一提的是，在福建省11月公布的完善分时电价政策的通知里，福建省工商业储能客户可制定三充三放得充放电策略，工商业储能设备的可利用次数和小时候数进一步增加，这意味着工商业储能的盈利空间将进一步增加。可以预见，伴随着全国各地不断拉大峰谷价差，差价越大的地区，越会成为工商业储能争相抢夺的“阵地”。
尽管如此，市场对工商业储能市场仍存在忧虑，最大的担忧是各地的政策、补贴能不能长期存在。很多的投资方会考虑，当大量的工商业储能项目落地之后，市场将会饱和，电价差达不到预期。
从国外的经验来看，虚拟电厂将会成为工商业储能的最佳盈利模式，而不是仅仅靠初期阶段的峰谷电价差。对于储能盈利模式模糊，经济性差这一被行业长期诟病的难题，深度参与现货市场交易，或是一剂良药。
2022年，山东率先推出新型储能参与现货市场交易，陕西、甘肃等地紧随其后，发文推动新型储能参与现货市场运行。在现货市场竞价交易中，低购高卖可获取不错的收益。
整体来看，新型储能参与现货市场仍在探索阶段，地方性支持政策仍较少，电力现货市场峰谷价差也有待进一步拉大，需要打通壁垒，让储能在能源保供的大潮中，真正的找到定位和适合的应用场景。随着独立储能在储能项目建设中占比逐渐提升，其盈利模式也是行业持续关注的问题。
目前，容量租赁和调峰是独立储能最主要的收益来源，大多数独立储能项目依赖调峰或调频市场获得收益，政策变化和激烈的市场竞争都会对项目收益产生直接冲击。另外容量补偿机制尚处于探索时期，补偿价格及补偿时期仍然期待政策进一步明确和完善。
来源：中国储能网
