新能源入市，独立储能电站投资机会及商业模式分析！

近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《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》（发改价格〔2025〕136号）（以下简称“通知”），如同一颗投入电力行业“湖面”的巨石，激起层层涟漪。这一标志性事件意味着电力市场化改革踏入全新阶段，也为整个能源行业带来诸多新变化与新挑战。 

而伴随雷打不动的固定电价时代告终，既不保价又不保量将是新能源行业未来发展的全新局面，投资收益也不会再是过去口头即可测算的简单模型，主动配置储能以换取更高收益便成为绝佳的选择。今后光伏企业想要赚的更多，向储能想办法或成必经之路。

由于新能源入市后需承担系统调节成本，这意味着风电光伏必须与储能、火电灵活性改造等协同发展，真正实现“风光水火储”多能互补。未来几年，独立新型储能、厂等调节性资源将因市场价值显现获得更多发展机遇。

中国能建能源研究院也发布报告称：到2025年新型储能将由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模产业发展条件，目前新型储能电站主要有以下几种主要商业应用模式:

(一)容量租赁模式

容量租赁是指储能电站建设企业将储能电站的容量租赁给需要配建储能的新能源场站，每年收取租赁费用获益。共享储能主要由第三方投资建设，通过电网公司对储能资源的优化配置，变“一储一场”为“一储多场”，提高储能的使用次数，提高储能项目收益率。多地新能源配储成为强制性要求，而新能源企业通过向储能电站企业每年支付容量租赁费用，“以租代投”，不仅能够完成储能配套强制指标要求，还能有效解决新建储能配套项目投资决策困难。

全国多地发布了容量租赁指导价，价格在200-400元/千瓦/年之间，目前全国多数区域的容量租赁费用普遍位于100-200 元/千瓦/年左右。

租赁市场与当地新能源装机(需求)以及储能装机(供应)紧密关联，需要准确把握区域内电力装机发展规划，合理评估租赁市场供需情况。

(二)峰谷价差模式

新型储能电站可以作为独立市场主体参与电力市场，通过现货价差获利，在电价低谷时期(用电负荷低谷)买入电能量并对电池充电，在电价高峰时段(用电负荷高峰)放电并售出电量，获取充放电价差利润。峰谷价差套利模式下储能企业需要根据市场价格来制定充放电策略。

目前储能采用现货市场峰谷价差套利模式的代表省份是山东省，电力现货市场自从2021年12月起连续营运，有较为成熟的电力市场交易运营机制。根据山东省电力现货市场运行数据来看，峰谷价差范围在0.1至1元/千瓦时不等，2023 年平均价差为0.262元/千瓦时,选择参与电力市场交易进行峰谷价差套利的新型储能企业，需要根据市场风险采取灵活的竞价和充放电运营策略，确保价差收益最大化。

(三)辅助服务模式

辅助服务市场模式是指储能电站作为独立辅助服务提供商，参与辅助服务市场交易并获取相应补偿费用的盈利模式。电力辅助服务的主要交易品种包括:调频、调峰、旋转备用、黑启动等，目前在电网侧的电力辅助服务市场主要是调峰和调频两种交易。

1.调频

新型储能系统相比传统调频手段有着明显技术和经济优势，首先，大规模电池储能系统响应速度快，目前主流锂电池系统有功功率调整速度可以达到毫秒级响应，短时功率调整能力强，能够改变调节方向(增加或减少功率)，可作为独立的或者配合传统机组联合调频的有效手段。其次，新型储能系统在参与电网调频的过程中，仅耗费少量电能量即可完成调频指令，能够节传统省电力系统的建设投资和燃料消耗费用，更经济的满足系统运行的调频需求。

有研究表明，新型储能系统相较于传统电源，调频速度

是燃气机组的2.5倍，是煤电机组的25倍。各省近年以来都陆续出台了有利于新型储能参与辅助市场的政策，参与辅助服务越多获取补贴越大。参与调频辅助服务的发电企业通常按照调频里程接受补偿，广东省调频辅助服务补偿申报价格上限为15元/MW，山东省电力现货市场文件中规定参与调频辅助服务的发电企业和独立储能电厂的补偿费用申报价格上限为12元/MW。各地区因电力装机规模和补贴系数不同，还有电力辅助服务市场竞价和调度的情况差异，都会影响最终调频费用结算的不同，需要结合各地方特点分析各区域实际调频收益情况。

2.调峰

新型储能系统参与电网侧深度调峰辅助服务的基本原理是在可再生能源消纳困难时段充电(调峰)，在负荷高峰时期放电获取补贴收益。近年各地区陆续都出台了对独立储能参与辅助调峰的补偿标准,广东调峰交易上限价格为0.792元/千瓦时，甘肃、青海为0.5元/千瓦时，山东为0.15元/千瓦时，宁夏为0.6元/千瓦时,地区间调峰补偿费用差异较大。

(四)政策性补助

在国家发改委、国家能源局发布的《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》中，明确要推动独立储能参加电力市场化交易，鼓励签订顶峰时段和低谷时段市场合约，并且强调了独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，该政策实施后将进一步减少了储能企业充电成本，提升了充放电价差收益。

各地方为了推广新型储能电站的应用，也陆续出台了地方政策性补偿、布局示范项目、给予电价激励等政策，通过以项目吸引产业配套落地，积极推动当地储能发展。补贴激励措施主要有容量补贴和电量补贴两种，电量补贴是针对新型储能电站放电时向电网提供电能量的一种额外补贴，不同的区域补贴政策差别较大。

发电侧容量补贴是综合考虑发电机组类型、投产年限、可用状态等因素对发电企业的装机容量进行的一种直接补偿。储能在充电时，作为用户交纳容量电价;而在放电时，作为发电主体获得容量补，因此独立的储能电站作为一种电源，也同样可以享受容量补偿。根据山东省发改委《关于贯彻发改价格[2023]1501号文件完善我省容量电价机制有关事项的通知》(鲁发改价格〔2023]1022号)，山东省2024年1月起对用户侧收取的容量补偿电价为0.0705元/千瓦时，此项费用直接向发电企业或独立储能电站补贴。容量电费补偿是山东储能项目的重要收益之一。

总体而言，在政策驱动和市场需求双重作用下，储能产业正进入商业模式创新和市场扩容阶段，各大投资主体也在通过不断优化容量租赁、辅助服务、现货价差等商业模式来提升储能资产的经济效益，促进新型储能产业的健康发展和大规模应用。

来源丨新浪财经