此前，國家能源局南方監管局發布的《南方區域電力并網運行管理實施細則》《南方區域電力輔助服務管理實施細則（征求意見稿）》中，就將獨立儲能電站作為新主體納入南方區域“兩個細則”管理，進一步提升獨立儲能補償標準、完善獨立儲能盈利機制，提高了獨立儲能電站準入門檻。

 

記者了解到，自2020年11月我國首個商業化運行獨立儲能電站——格爾木美滿閔行儲能電站（32兆瓦/64兆瓦時）投運以來，獨立儲能電站規模迅速擴大，成為儲能建設的重要部分。運營相對獨立、投資主體明確的獨立儲能電站項目商業模式走向成熟。

 

 

根據中關村儲能產業技術聯盟發布的數據，截至2021年，我國已有20 多個省區布局建設獨立儲能電站，規劃、投產、在建的獨立儲能電站總裝機規模已超17吉瓦/34吉瓦時。其中，2021年底，山東5 座獨立儲能電站示范項目落地，合計裝機規模為1吉瓦時；截至目前，寧夏已公布15個獨立儲能項目總規模達2吉瓦/4.3吉瓦時；去年10月，湖南省發改委下發《關于加快推動湖南省電化學儲能發展的實施意見》，明確以發展電網側獨立儲能為重點，集中規劃建設一批電網側儲能電站。

 

面對競爭日趨激烈的獨立儲能電站市場，上海電氣、海陽國電投儲能科技、華電滕州新源熱電、三峽新能源、寧德時代等央國企和龍頭民企相繼參與到地方獨立儲能站建設中。

 

部分省份獨立儲能項目盈利模型已基本建立。山東、山西、甘肅等新能源裝機規模大、電力現貨市場建立較為完善的地區在探索獨立儲能盈利機制方面較為領先。“目前，山東獨立儲能電站的商業模式較為明確，收益來源主要為容量租賃費用、電力現貨市場、容量電價補償等。”山東電力工程咨詢研究院智慧能源事業部設計總工程師裴善鵬說。

 

寧夏獨立儲能電站的盈利模式以“儲能容量租賃+調峰輔助服務”收入為主。有業內人士表示，“目前，寧夏獨立儲能電站調峰補償標準為0.8元/千瓦時，在全年調峰頻次不少于300次的情況下，一個100兆瓦/200兆瓦時的儲能電站可獲得4800萬元的年收入。”

 

山西獨立儲能電站參與電力輔助服務盈利模式也已確立。記者了解到，去年12月，山西能監辦發布了《山西獨立儲能電站參與電力一次調頻市場交易實施細則（試行）》，提出獨立儲能電站可通過市場競價的形式為系統提供一次調頻輔助服務，獨立儲能可根據其性能、里程獲取相應收益。

 

“盡管當前，獨立儲能電站發展迅速、技術不斷提高、運行成本逐漸降低，但獨立儲能運行還難以與電力市場的調度、交易和結算進行全面匹配，運行所獲收益尚沒有穩定保障，儲能市場價值尚無法全面體現。”鄭華表示，當下我國獨立儲能市場化發展仍存在商業模式單一、成本難疏導的問題。

 

對此，鄭華建議鼓勵發揮獨立儲能系統“共享”價值，通過電網統一調度，既可以實現儲能在不同新能源場站間的共享使用，拓展儲能系統不僅為多個發電企業、多個用戶、整個電力系統服務，充分提升儲能經濟價值。

 

除此之外，有業內人士建議，應鼓勵獨立儲能電站參與電能量市場+輔助市場+租賃市場等多種模式，推動獨立儲能同時參與中長期交易、現貨、調峰、備用等多個電力市場，全面釋放儲能價值。