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2023年，我国独立/共享储能装机量为13.8GW/30.5GWh，占全国新型储能装机量的60% ，在我国新型储能行业占据重要地位。以1.4元/Wh的EPC价格计算，2023年我国独立储能建设投资可超400亿元。其中，山东、湖南、宁夏等多省份独立储能装机超3GWh，成为全国独立储能装机持续增长的中坚力量。基于此，我国热门省份独立储能的盈利模式备受市场关注，本文选取山东、内蒙古、宁夏、山西等独立储能装机大省、政策密集省份，对其独立储能政策及盈利模式进行对比分析。
图1 2023年各省独立/共享储能装机量
数据来源：EESA数据库
一、我国独立储能相关政策汇总
2023年我国共发布源网侧储能相关政策236条，其中电力市场政策发布最多且较2022年有所增加，意味着我国电力市场建设进程进一步加快；规划类政策中，2023年共11个省份出台了新的储能装机目标，其中山西省以“2025年10GW”的装机规划位列第一；以“容量补贴”、“投资补贴”为主的各类补贴也已成为大储装机的核心驱动。
图2 2023中国源网侧储能政策构成
数据来源:EESA数据库
2023年是独立储能发展元年，关于电力市场、容量补偿、容量租赁政策密集出台，促进独立储能盈利路径拓宽，市场化进程进一步加快：据EESA统计，国家及多地政府全年共发布相关政策45条，我国电力市场改革取得突破性进展。其中，《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》明确了省级、区域级、省间电力现货试运行时间节点，为省级电力现货市场建设指明了方向；《关于建立煤电容量电价机制的通知》通过容量电价补偿的形式使煤电回收一部分固定成本，其在电源侧的作用由发电主力逐渐向保供身份及调节性电源转变，为风光逐步让出市场，进而推动储能装机进一步提升，成为我国电力系统转型史上的里程碑事件；《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》按放电量给予电网侧独立储能示范项目最高0.35元/千瓦时的容量补偿，一定程度上保障储能固定成本回收。
图3 源网侧储能重要政策发布时间轴（部分）
二、重点省份独立储能政策对比
表1 独立储能相关政策对比
数据来源：EESA数据库
三、独立储能盈利模式对比分析
政策驱动下，我国独立储能逐渐形成了“容量租赁、容量补偿、电能量交易、辅助服务”等多元化的盈利模式。根据各地政策推进速度的差异，其盈利模式略有区别。目前，山东、山西、内蒙古（蒙东、蒙西稍有差异）、广东等省份独立储能盈利模式更多样化，已经形成以“容量租赁+现货市场+多品种辅助服务”的盈利模式，收益灵活性相对较高；河南、宁夏现货市场暂未开放，盈利模式为“容量租赁+电能量交易/调峰辅助服务”，且两地容量租赁市场化程度较高，已有多个项目中标，加之可观的调峰补偿，收益也处在中等水平；河北（河北南网、冀北电网区域稍有差异）新能源装机占比较高，储能规划完成情况不佳，预计十四五后期鼓励政策将逐渐完善，储能装机持续发力，成为独立储能发展的新兴区域。
表2 政策驱动下我国不同地区大储盈利模式
数据来源：EESA
据EESA测算，在2小时储能系统EPC单价为1.4元/Wh，储能系统单价0.8元/Wh，电芯采购单价0.45元/Wh，初始容量80%租赁（降低5%/3年）的情况下，上述地区均可实现不同程度盈利1。
图4 成熟市场独立储能项目内部收益率
数据来源：EESA
四、未来：电力市场保障独立储能长期收益灵活性
虽部分地区可实现一定盈利，但现阶段独立容量租赁难达预期、电力市场收益处于较低水平，缺乏稳定可持续的商业模式等问题依旧是发展痛点。因此，加快储能成本疏导将成为政策长期引导方向。随着我国电力市场改革的不断深化，现货、辅助服务及容量市场成熟度将进一步加深，未来独立储能收益呈现“短期靠补偿、长期靠市场”的特点。
从容量补偿收益来看，已有多个省份发布容量补偿及其他补贴政策，刺激省内储能装机放量，如山西、山东、内蒙古；但从2022-2023年底山东政策调整过程来看，容量补偿退坡是确定性趋势，以容量补偿为过渡、以容量市场作为发展目标，在容量资源配置中引入市场竞争，促进容量市场化定价将是未来建设重点。
从现货市场来看，随着2023年国家发改委、能源局《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》的发放，2024年我国区域电力市场及省内现货市场政策出台将逐渐密集，浙江、河南、辽宁、江苏等地现货市场或将取得突破性进展；现货市场还原了电力的商品本质，构建了由供需决定的电力价格体系，预计我国现货市场峰谷价差将逐步扩大，促进储能长期收益灵活性。
从辅助服务市场来看，前期我国辅助服务市场定价均为政策规定，且初期价格较高；随着电力辅助服务市场的发展，储能参与辅助服务市场将呈现出两大趋势：辅助服务种类多样化、辅助服务价格市场化。
总之，叠加规模化降本及收益模式拓宽的双重利好，未来储能电站投资将由政策驱动转向市场价值驱动，促进储能行业稳定健康发展。
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