中国储能网讯：9月20日，甘肃能监办发布了《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》（征求意见稿）》，本文将结合相关条款以及目前的独立储能盈利模式，浅析甘肃储能，尤其是独立储能电站可能的盈利模式。

共享储能VS 独立储能

共享储能电站、独立储能电站、甚至还有电网侧储能电站，各种名词之间的界限一直比较模糊。官方或电网层面，一直没有明确的定义。

从功能实现和电网接入位置来看，实质上，目前拥有独立接入点、能被电网直接调度的储能电站，都是独立储能电站。而接入点位于发电厂（燃煤、风电、光伏等）关口表外、用户侧电表外的可由电网直接调度的储能电站，均可认为电网侧储能电站。

而共享储能电站，是储能电站在应用过程中，提供服务的形式。在近几年发展的过程中，很多地方约定俗成的把靠近新能源发电端的大型独立储能电站称之为共享储能电站。

甘肃省此次发布的政策，依据是否给新能源场站提供储能容量租赁服务，将电网侧的储能电站划分为独立共享储能电站与独立储能电站。

容量有部分或全部租赁给新能源场站的，称之为独立共享储能电站，以额定容量（全容量）参与电力辅助服务市场的，称之为独立储能电站。

调峰容量补偿，不足以支撑储能电站运营

甘肃省在全国范围内首次为储能电站开放了调峰容量市场。储能参与调峰容量市场补偿标准上限为300元/MW·日。

一般说来，提到容量市场，常规的理解是为系统提供容量服务，在特定的时间段内，一定量的容量（功率）可保证能被电网调度使用，从而获得的补偿。事实上是提供一种备用服务后获得的补偿。

甘肃的规则中，储能电站提供调峰容量服务后，获得的补偿=中标的调峰容量×出清价格×额定功率充电时长。

从全文对调峰容量服务的描述上看，目前尚存不确定因素：

调峰辅助服务按日申报，未有分时段申报的说明，是否意味着储能一旦中标，则该天中标容量为保证被电网随时调用，不能再进行其他服务。

中标的调峰容量被系统调用后，提供调峰辅助服务，是否可获得调峰电量补偿。

从目前各地的调峰、调频辅助服务上看，中标的调峰、调频容量，是必须预留保证电网调用的，因此如不分时段申报，则中标调峰容量服务后，储能中标部分容量必将不能提供其他电力服务。

如一个100MW/200WMh的储能电站，全年运行330天，完全提供调峰容量服务，假设市场成交价为上限300元/MW·日，按照以上规则计算，可获得年补偿量为：

100MW×300元/MW·日×2小时×330天=1980万元

另由于提供此服务后，可能存在的不能提供其他服务的排他性，如不能获得进一步的调峰电量补偿，这一收入水平显然不能满足储能电站的投资收益需求。

需要注意的是，以上调峰容量补偿量是假设出清价格为上限300元/MW·日的情况下获得的，如果出清价格为200元/MW·日，则年度调峰容量补偿量将降为1320万元。

目前中国在持续运行的调峰容量市场为京津唐电网的调峰容量市场，这也是全国首个竞价运行的调峰容量市场。该市场2021年11月开始试运行，运行数据显示，2022年1-7月间，月均全网补偿量为934万元，以此推断，全年12个月总补偿约11208万元左右。这一补偿量并不大。

以此为参照，预计甘肃的调峰容量市场初期也不会规模过大，加上大量火电机组也将参与调峰容量市场，如果投运储能电站超过10个，则单个储能电站全年获得超过1000万调峰容量补偿费用的几率并不高。

2021年4月甘肃省能监办发布的《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》（在本次发布的新规则执行后后，同时废止），是目前可查的最近发布的与储能提供调峰服务相关的文件。该文件中，并未对储能电站以独立身份参与调峰辅助服务的规则作出规定，储能参与调峰辅助服务的形式主要为三种：火电出口内储能（火储联合）、新能源出口内储能（储能新能源）、电网侧储能与新能源签订双边交易形成虚拟电厂。

显然，甘肃省储能电站提供调峰服务，在调峰电量补偿方面，还未有形成明确的规定。

仅依靠调峰容量补偿不足以支撑储能电站运营，甘肃省还需完善调峰容量市场外的调峰辅助服务市场，否则储能电站开展困难。

容量租赁、调峰不兼容

独立共享储能电站盈利难

甘肃的文件规定，独立共享储能电站租赁容量，由新能源场站享有使用权，租赁后剩余容量按规定可参与容量市场。另外，尽管文件也说明，共享储能设施可全容量参与调频市场交易。但既然使用权归属新能源场站，那么如何参与调频市场，获取调频市场后的收益的归属，显然也需要与新能源场站进行合同约定。

山东的独立储能电站运营模式下，新能源租赁储能容量后，并不享有储能电站的实际使用权，对于储能电站的运营方来说，每一份容量可以获得租金、现货市场价差、容量补偿等多项收益。对于100MW/200MWh的储能电站，通过容量租赁获得3000万左右的租金收入，通过电力现货市场或调峰辅助服务市场等获得2000-3000万左右的市场化收益，方可满足一定的收益水平。

而甘肃规则下的二选一，除非收取高额的租赁费用，或者储能容量租赁后与新能源企业约定较大比例的收益分成，否则很难实现盈利。

现阶段辅助服务市场规模小

独立储能竞争压力大

对于不提供容量租赁服务，以独立主体身份接受电网统一调度，提供电力辅助服务的独立储能电站，在现有的市场规模下，也存在较大的竞争压力。

一方面，如调峰容量不能分时段提供，那么在提供调峰容量服务后，是否可以参与调频市场，实现双重收益，存在一定不确定性，而仅提供调峰容量服务，获得的收益不足以支撑电站运营。

另外，甘肃省的调峰、调频等辅助服务市场，目前的市场补偿总额并不大。甘肃电力辅助服务市场运行结果显示，2022年1-7月间，调峰辅助服务月度平均补偿额为1493万，调频辅助服务月均平均补偿为1400万。调峰+调频月均总补偿为2893万元。其中调频补偿目前的补偿额，已是经过了一轮调频辅助服务市场规则调整，补偿量大幅上涨后的水平（可参考文章：甘肃调频市场8月补偿额猛增，西北地区辅助服务市场可以关注）

显然，目前甘肃省调峰、调频辅助服务市场规模，不足以支撑多个储能电站应用。不叠加容量租赁收益，很难实现盈利。

甘肃省2021年底印发的《甘肃省“十四五”能源发展规划》，明确了到2025年全省储能装机规模将达到6GW。如果辅助服务市场补偿规模不增加，那么随着进入电力市场中的储能电站数量不断增加，势必将出现异常激烈的竞争。

现有储能电站盈利模式难复制

据储能与电力市场的项目数据库显示，甘肃目前的储能电站多以新能源场站内配建储能的形式开展。已运行的独立储能电站仅一个，为中能布隆吉储能电厂。

中能布隆吉储能电厂储能规模60MW/240MWh，2020年8月并网，为电网提供调峰、调频服务，截至目前，该电厂在辅助服务市场取得了很好的效果，获得了较高收益。2022年1-7月间，该厂获得的调峰+调频总补偿约占甘肃市场调峰+调频总补偿量的25%。具体补偿情况如下表所示。

公开信息显示，该电站总投资4.01亿元，如保持上表中的收入水平，假设该电站全年运行11个月，则该电站全年的收入将可达到约8100万元。不考虑财务、运维等等其他成本的情况下，简单计算静态回收期约4.95年，具有较好的投资收益水平。

但如若以此电站的补偿为标准，4个同等规模的电站将可以覆盖整个甘肃市场的调峰、调频总补偿，因此市场将会很快饱和。随着储能项目的增加，在市场总规模不变的情况下，单个项目的收益水平将会持续下降，中能布隆吉储能电厂的盈利模式将很难复制。

事实上，尽管中能布隆吉储能电厂获得了较高收益，但自2020年该电站并网投运后，甘肃并未出现第二个类似的独立储能电站，这或许从另一个侧面表明，甘肃省独立储能电站的开展实际上还存在一定的困难。

甘肃省能监办新发布的文件尽管为储能创造了调峰容量补偿这一新的收入增长点，但从以上分析可看出，这一政策在短期内内并不会给甘肃的储能电站开展带来革命性的利好，甘肃省是否会成为下一个储能热土，显然还得等到进一步市场机制出台。