4.1.4 新能源配储政策

国内大部分省份均已出台了新能源项目配置储能的比例及时长要求，大多数省份要求按照10%～20%的功率配置1～4小时的储能，且配置比例和时长呈增加趋势，尤其是在青海、内蒙古、新疆等地区，部分项目配置比例要求达到15%或30%。配置方式由新能源场站内配建逐步转向鼓励和支持建设独立储能电站、新能源项目租赁容量的方式。

4.1.5 电价政策

2021年，国家发改委先后发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，强调了优化分时电价机制的原则，峰谷电价价差原则上不低于4∶1，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%，燃煤发电市场交易价格上下浮动范围原则上均不超过20%。中国峰谷价差逐渐拉大，以10 kV一般工商业用户为例，2022年全国共有16个省市最大峰谷价差超过0.7元/kWh，为用户侧储能进行价格套利带来机遇。此外，国内正在推进两批共14个省市电力现货交易市场试点，大部分市场仅有部分参与者进行现货交易，价差较小。山东、山西等省份已经推进储能参与电力现货市场，随着反映实际电力供需情况、价格波动的现货市场体系的逐步建立，储能在能量电力市场中进行套利有望成为储能的主要收益来源之一。

4.2 储能商业模式

4.2.1 新能源配储项目

目前中国新能源配储项目的主要收益为减少新能源弃电和减少考核费用。由于目前大多新能源项目平价上网，电价不高，储能用于减少弃电的运行次数多在300次以下，减少新能源弃电方面的收入较少，储能无法回收成本。

4.2.2 火储联合调频项目

火储联合调频方面，项目主要收入来源包括二次调频补偿和减少考核费用，其中以二次调频补偿为主。以广东省为例，二次调频补偿收益包括调频容量收益、调频里程收益2部分。早期投运的项目收益较高，短期内便可回收成本，但随着项目增多以及新的市场规则出现[2020年9月1日起执行新的市场规则，对K值开(m+1)次方根]，市场出清价格明显降低，大部分后期投运项目无法回收成本。

4.2.3 用户侧储能项目

中国用户侧储能以工商业领域项目为主，收益包括价差套利、减少容量电费、减少电量电费、需求响应补偿、参与辅助服务等。其中，价差套利为主要收益来源。大部分省份分时电价较低，且运营策略多为每天一充一放，储能项目全生命周期内回收成本困难。

4.2.4 独立储能

相对于新能源配储和火储联合调频，独立储能的收益来源更加多元化。

电能量相关的收益主要有2种方式，即，未开通现货市场的省份通过调峰实现价值，开通现货市场的省份通过节点价差套利实现价值；辅助服务相关收益的实现目前主要以参与AGC调频为主，部分省份如山西出台了储能参与一次调频市场的政策；容量相关收益方面，山东以“容量电价+容量租赁补偿”方式实现，甘肃以“调峰容量市场+容量租赁”方式实现，湖南、河南以容量租赁的方式实现。虽然部分省份独立储能已经初具经济性，但仍面临收益来源不稳定(通过新能源电站租赁并网指标获得的容量租赁费占比较大)、相关市场机制不成熟等问题。根据对典型省份独立储能项目进行调研，其商业模式如表10所示。其中山西独立储能收益更好，主要原因是山西开通了一次调频市场，报价范围为5～10元/MW，与典型省份二次调频报价范围接近，由于一次调频响应时间短(≤30 s)，可以响应的调频次数更多，据调研估算，每天响应频次可达1000次，因此储能收益更高。