金诺法谈 | 初探新型储能之商业模式

在碳达峰碳中和目标的指引下，我国正加速构建清洁、低碳、安全、高效的能源体系，将清洁能源的发展置于战略核心地位，并全面推进新型电力系统的构建。新型储能技术作为新能源发挥主体电源作用的关键支撑，对于保障电力系统的安全稳定运行具有举足轻重的意义。

近年来，国家能源局致力于推动新型储能的高质量发展，通过建立健全新型储能的政策框架和管理体系，先后出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）、《新型储能项目管理规范（暂行）》（国能发科技规〔2021〕47号）、《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》（发改办运行〔2022〕475号），《国家能源局关于促进新型储能并网和调度运用的通知（国能发科技〔2024〕26号）》，为产业的蓬勃发展奠定了坚实基础，新型储能将在我国能源革命中将发挥更加关键的作用。本文将从新型储能商业模式的角度出发，作为进一步研究学习新型储能政策及法律风险、合规要点的背景材料，与各位读者共享。

一、储能与新型储能储能是通过装置或物理介质将电能以各种形态储存起来，在需要时予以释放进行利用的技术，常见的储能技术类型包含机械储能（主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等）、电化学储能（主要包括锂离子电池、铅酸电池、液流电池、钠硫电池）、电磁储能（主要包括超级电容器、超导磁储能）及热储能、氢储能等。新型储能是除抽水蓄能以外的储能形式，

其中，机械储能应用中的抽水蓄能技术发展时间较长，技术相对成熟，因此，《新型储能项目管理规范（暂行）》中将新型储能项目定义为除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项目。新型储能可以改变电力系统即发即用的传统运营方式，提高系统灵活性调节能力。目前常见的新型储能形式有锂电储能、液流电池储能、压缩空气储能、飞轮储能等。

新型储能不仅是助力风能、太阳能等间歇性、波动性、随机性可再生能源开发消纳，实现碳达峰碳中和目标的关键支撑，还是构建新型电力系统、建设新型能源体系、促进能源转型和高质量发展的重要技术和基础装备。

近期，国家能源局新闻发布会中提到，截至2022年底，全国新型储能装机中，锂离子电池储能占比94.5%、压缩空气储能2.0%、液流电池储能1.6%、铅酸（炭）电池储能1.7%、其他技术路线0.2%。新型储能技术总体呈现多元化发展态势。

2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，较2022年底增长超过260%。

二、新型储能的应用场景及商业模式

储能的应用场景广泛，根据其功能定位可以划分为发电侧、电网侧和用户侧三个主要环节。

在发电侧，储能主要扮演着电力生产和消纳的“调和剂”角色。当可再生能源发电（如风电、光伏）波动较大时，储能系统能够迅速响应，吸收或释放电能，确保电力供应的稳定性和可靠性。这种应用模式有助于减轻电网的调峰压力，提高可再生能源的并网率。

在电网侧，储能系统不仅能够帮助减少或延缓电网设备的投资，通过优化电力资源配置，降低电网运行成本，还能有效缓解电网阻塞，提高电网的运行效率和安全性。此外，储能系统还能够为电力系统提供调峰调频等辅助服务，参与电力市场的交易。

在用户侧，业主通过安装储能设备，可以实现削峰填谷，即在电力需求低谷时充电，高峰时放电，从而降低电费支出。对于拥有光伏系统的用户来说，储能设备还能实现光伏自发自用，提高能源利用效率，降低对外部电网的依赖。

根据上述不同的应用场景，储能系统的商业模式一般包含以下几种：

1电源侧配储

电源侧配储常见“新能源+储能”模式，即在新能源发电系统中，通过配置储能设备，将多余或不稳定的新能源电力储存起来，以便在需要时释放，从而实现电力的稳定供应和高效利用。储能技术在新能源发电系统中发挥着至关重要的作用，它能够解决新能源发电的间歇性和不稳定性问题，提高电网的可靠性和稳定性，促进新能源的消纳和利用。其收益来源包括：减少新能源弃风弃光的收益，提供电网一次二次调频辅助服务的收益，以及发展新能源配储的政府补贴等。

目前，多地已出台新能源强制配储政策，配置比例多在10%以内，并对满足要求的发电企业按投资额进行补贴。

2用户侧配储

用户侧配储主要为工商业储能，首先作为新能源消纳的重要手段，与光伏等结合提高工商业的碳排放控制水平，可获取相应的政策补贴；其次保障工商业用电的稳定性和可靠性，提高生产经营效率。

工商业储能运营模式主要分为业主自建、合同能源管理等。

业主自建是指工商业用户自行购买并运维储能系统的模式。在这种模式下，业主需要自行安装除恶能设备，负担初始投资成本及每年的设备维护成本，承担较大的现金流风险、设备安全风险及运维风险。然而，由于业主直接拥有储能系统的所有权，因此可以获得相对较高的收益。

合同能源管理模式是指能源服务方购买并持有储能设备，以能源服务的方式提供给工商业用户，双方按比例分成储能收益。在这种模式下，工商业用户无需承担储能设备的购买和运维成本，只需与能源服务方签订合作协议，即可享受储能服务带来的收益。合同能源管理模式降低了工商业用户的投资风险，同时能源服务方具备丰富的运营经验，可以更好地管理和优化储能系统的运行。因此，这种模式在工商业储能市场中较为常见。

3独立储能

独立储能电站是指不受接入位置限制，可以直接与电力调度机构签订并网调度协议，纳入电力并网运行及辅助服务管理的储能电站。

2021年7月国家发改委、国家能源局联合发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中提到“建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场。”2022年6月7日，国家发改委、国家能源局发布《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》明确：新型储能可作为独立储能参与电力市场。目前，部分省份，如广东省、陕西省已研究制定相关新型储能参与电力市场交易实施方案，对独立储能准入条件、注册要求、中长期电能量交易、现货电能量交易、辅助服务交易、交易结算等方面做出了细化规定。为独立储能电站进一步参与电力市场交易提供了法律依据。

独立储能项目单体规模一般比新能源配储项目大，易于电网调度且收益模式多元化。当前，独立储能收益模式大致有以下四种：

1．容量租赁（共享租赁）：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。由此，新能源电站业主可以大幅降低原始资金投入，无需自建电站，投资商则可以收取稳定的收入来源。

2．现货套利：指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。参与现货交易还可以减轻电网调峰压力，提升电网消纳能力。?

3．辅助服务：形式主要有调峰、调频（包括一次调频、二次调频），实际收益额度各省不同，其中调峰多按调峰电量给予充电补偿，调频多为按调频里程给予补偿，根据机组（PCS）响应AGC调频指令的多少给予补偿。

4．容量补偿：储能与备用火电在系统中均存在利用小时不确定的问题，仅靠电量电价难以维持经济性，因此，一些地区会给予储能电站容量补偿，以弥补其因利用小时不足而导致的经济损失。例如，山东电力现货市场就参照火电标准，给予电化学储能容量电价。

综上所述，新型储能的应用场景相对固定，展现出多样化的盈利模式。然而，在目前的实践中，储能电站的运营仍然高度依赖政策补贴，市场化运作水平尚待提升。随着新型储能参与电力现货市场交易的可能性增加，以及其在电力辅助服务市场中的参与范围和深度不断扩大，新型储能的市场化水平有望提升。接下来，笔者将进一步梳理新型储能所涉及的法规、各地政策、合规要点、交易风险等，以期能为读者提供有价值的参考。