储能行业的发展由市场和政策两方面推动，主体由储能投资方和政策制定方决定。政策制定方考虑能源转型以及新型电力系统的建设，积极推动储能市场的发展。而储能投资方最关心的是储能的经济收益，目前我国大型储能的应用场景主要为风光配储、调频等辅助服务、独立共享储能、工商业储能等。
受政策驱动，独立储能装机迅猛增长，独立储能商业模式初步成型，收益来源种类较多元化，已成为储能项目增长主力。
什么是独立储能？
独立储能指“独立式储能电站”，区别于新能源或者火电厂联合设立的形式，独立储能电站的“独立性”体现在具备独立计量、控制等技术条件，可以以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，且不受位置限制，作为独立主体参与电力市场。
2022年，独立储能电站在中国储能市场以绝对优势崛起，数据显示，2022年并网投运+启动项目总规模达16.5GW/35GWh。
据统计，2022全年并网投运电站38座，总规模3GW/6GWh；启动施工建设和EPC/设备招标的电站109座，总规模13.6GW/29GWh。其中，2022年公开宣布但未进入实质阶段的独立式储能电站142座，总规模28.3GW/67.6GWh，将成为2023年独立式储能增长的最强储备力量。
图：2022年各地独立储能电站新增装机情况
具体至各地来看，宁夏独立式储能全年投运项目规模达0.9GW/1.8GWh，已进入实施阶段的项目超2GW/4GWh，宁夏已成为国内最大的独立式储能市场。
山东引领“容量租赁+调峰/电力现货+容量补偿”的商业模式，2022年启动了总计29个、总规模超过3.1GW的第二批市场项目，后续实际投运规模有待持续关注。
独立储能当前主要收益模式
当前，独立储能收益模式大致可分为如以下四种：
1.容量租赁（共享租赁）
容量储能是指由第三方投资建设的大型独立储能电站，其全部或部分容量出租给新能源电站以获取租金收益，秉承“谁受益、谁付费”的原则。在这一模式下，新能源电站业主无需自主建设储能电站，大幅减低原始资金投入。对投资商而言，容量租赁费用也是最稳定的收入来源。
图源：中信建投
目前，全国独立储能电站的容量租赁价格，一般在300-350元/kW·年。河南、广西等地政府层面出台的指导建议价格则为200元/kWh·年、160元-230元/kWh·年。
2.现货套利
独立储能设施通过参与电力现货市场交易，通过“低买高卖”的模式，即电价低谷时段买入电力，电价高峰时段卖出电力，实现峰谷价差盈利。独立储能设施参与现货交易还可减轻新能源装机快速增长所带来的电网调峰压力，提升电网新能源电力消纳能力。
图源：中信建投
3.辅助服务
目前，新型储能常见的辅助服务形式主要有调峰、调频（包括一次调频、二次调频）两类，具体收益额度各省不同，但调峰多按调峰电量给予充电补偿，价格从0.15元/kWh到0.8元/kWh不等。而调频多为按调频里程基于补偿，根据机组（PCS）响应AGC调频指令的多少，补偿0.1-15元/MW的调频补偿。
4.容量电价
储能与备用火电在系统中的作用类似，利用小时有很大的不确定性，仅靠电量电价难以维持经济性，因此需要容量电价作为“保底”手段。目前山东电力现货市场是参照火电标准，给予电化学储能容量电价。
储能如何参与电网调峰、电网调频调频
调峰基本原理即在负荷低谷时充电，在负荷高峰时放电，以维持用功功率平衡，主要通过赚取峰谷价差以及获取调峰度电补偿来获取收入。
目前常用的调峰机组有燃煤火电机组和抽水储能机组，储能电站调峰占地面积少，在接收调峰调频指令后快速进行充放电，因此在电网调峰的应用日益增多。
图：储能参与电网调峰的应用图
调频是指当电力系统负荷或发电发生较大变化时联合常规电源调频，储能系统能够实现功率的正反双向调节，有效提升常规机组的调频性能指标，减少AGC及调频考核费用，主要通过调频里程补偿获取收益。
图：储能参与电网调频的应用图
总的来看，2022年独立储能电站的建设规模有了较大的提升，也逐步探索出了比较稳定的商业模式。但除容量租赁外，其他收益来源的稳定性仍待提升。
随着电力现货市场试点的逐步铺开和更多独立储能项目投运，现有以容量租赁为主的盈利模式将逐步改变，预计“现货市场+辅助服务+容量补偿”的收入模式将成为能够稳定持续的模式。
就独立储能自身而言，主要的方向仍然在于进一步降低储能成本，提升安全性能，充分发挥独立储能相较新能源配储和用户侧配储，调度性强、规模效应明显的性能优势，以获得更高的收益。
