在電改浪潮中，獨立儲能電站的盈利版圖正在經歷一場前所未有的蛻變。3月15日江蘇射陽電站發布的數據震撼業界--短短40天，收益4000萬元。然而，并非每座獨立儲能電站都能享有這份“戰績”。在山東、廣東等地，各電站之間的收益差距懸殊，有些甚至超過1.5倍。
對于這一現象，業內受訪專家普遍表示，獨立儲能行業的“冰火兩重天”現象，正是市場化進程中的真實寫照--既揭示了行業面臨的嚴峻挑戰，也預示著無限的發展機遇。在這場變革中，誰能把握住機遇，全方位提升技術、市場、政策的駕馭能力，誰就能在儲能領域的激烈競爭中勝出。
政策與市場機制差異導致盈利分化
作為一種儲能運營模式，獨立儲能的收益模式大致可分為共享租賃、現貨套利、輔助服務、容量電價四種，地方政策和市場機制是獨立儲能電站的盈利關鍵。
當前，各地在政策支持力度與市場化規則方面呈現出鮮明差異。以江蘇為例，其通過穩固的電價補貼、每日兩次的滿充滿放要求以及高達0.5元/kWh的調峰補貼，為儲能電站開辟出一條穩定的收益之路。
“不同區域因電力現貨市場和電力輔助服務費率的差異，會造成獨立儲能電站的收益出現較大差別。江蘇射陽電站的巨額收益難以持久，以該電站的500MWh規模而言，40天內賺4000萬元，雖令人咋舌，卻也在情理之中。”中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會專家委員楚攀在與《中國能源報》記者探討儲能電站的超預期收益問題時表示，盈利較大電站的收益一般都疊加了頂峰收益和峰谷差套利收益，夏季的高收益主要來自頂峰收益，而“頂峰服務”是一個競爭性市場，也是季節性市場（一般在7-9月），這樣的高收益不可持續，過了夏季用電高峰這項收益會大幅縮水。
并非所有獨立儲能電站都如此幸運。一位儲能行業專家對《中國能源報》記者表示，山東自2024年7月推行“報量報價”模式以來，儲能電站不得不實時投身于現貨市場的激烈競價之中，策略得當的電站能實現收益攀升，缺乏智能交易系統的電站卻陷入“無充放電”的困境。此外，廣東因現貨電價波動較小，儲能電站的收益高度依賴于調頻服務；內蒙古、山西等省區依靠容量補償穩固收益；尚未開放現貨市場的河南、寧夏等省區依賴傳統的容量租賃和調峰補償，致使收益穩定性相對較低。
“儲能收入差異的根本原因涉及多個層面，除了技術裝備選型及項目所在電網特性等影響因素外，企業自身的運營能力也是關鍵因素。”浙江大學客座教授劉亞芳接受《中國能源報》記者采訪時表示，在新型電力系統環境下，儲能企業的運營能力體現在幾個方面：一是需要具備靈活調整其運營策略的能力，以適應當地電力負荷的波動和變化，確保儲能系統在不同負荷條件下高效運行；二是隨著新能源發電比例提高，企業必須有效應對新能源發電的間歇性和不確定性，通過合理的充放電策略，保障電力供應的穩定性；三是儲能企業應充分理解和遵守電網調度運行的規則，確保儲能系統在電網需要時能夠迅速響應，提供調峰、調頻等輔助服務，從而獲得相應收入。
此外，部分電站因前期設備采購、場地建設等投資成本過高，導致回本周期漫長。而一些電站由于未能充分適應本地電力市場規則，在參與市場交易時屢屢受挫。
獨立儲能將成儲能市場主流
當前，全國獨立儲能收益中高度依賴容量租賃，但容量租賃價格波動大、期限短，難以支撐長期收益。隨著今年省級電力現貨市場全覆蓋，儲能收益將更多依賴市場化交易。
“強制配儲取消之前，獨立儲能電站與共享儲能電站實則合二為一，最主要的收益來源就是容量租賃，曾占獨立儲能電站一半左右的收益。”楚攀表示，隨著政策環境變動進一步催化分化，今年2月，國家叫停“強制配儲”，新能源側配儲需求銳減，獨立儲能被迫轉向市場化競爭。“在此背景下，技術薄弱、資金壓力大的儲能企業面臨淘汰，而頭部儲能企業憑借技術降本和全產業鏈布局，有望持續擴大市場份額。”
實際上，獨立儲能行業從2021年起開始嶄露頭角，市場份額逐年攀升。業內普遍認為，時至今日，新建的大型儲能電站多以“獨立儲能電站”的身份存在，獨立儲能規模越來越大，未來將成為儲能市場的主流。
“得益于政策扶持，獨立儲能電站已成功躋身電力市場的競爭舞臺。”楚攀表示，獨立儲能如同一位多面手，既能化身為“發電廠”，又能在電力現貨交易市場巧妙利用價格波動施展套利策略，還能在輔助服務市場施展拳腳，憑借專業服務贏得豐厚回報。此外，獨立儲能電站還具備“大型可變負荷”的靈活角色，在負荷端通過與虛擬電廠的深度融合，巧妙捕捉市場機遇，實現利益最大化。
在業內看來，儲能企業需密切關注政策動態，充分利用政策支持，如補貼、稅收優惠、電價政策等，以優化獨立儲能運營模式，提高經濟效益。
“不只獨立儲能，整個儲能領域都將迎來高質量發展的階段。”劉亞芳指出，高質量發展要求企業全方位提升對技術、市場、政策的駕馭力度，并在變幻莫測的環境中探尋更為卓越的運營策略。“這絕不是一個簡單的行業重組或洗牌，而是一場全員參與的認知升級和能力提升過程，共同深耕儲能領域的深度與廣度。”
業內呼吁盡快完善市場化機制
然而，一個不容回避的事實是，獨立儲能電站的高質量盈利發展之路，尚橫亙著幾道難以逾越的關卡。
“首先，電力系統對獨立儲能電站的角色定位仍模糊不清，其核心價值尚未得到充分的認知與肯定。”楚攀指出，其次，電力市場的架構尚未完善，導致獨立儲能電站的潛力還未充分發揮。
劉亞芳認為，儲能技術的部署，無論是在電源系統、電網中樞，還是用電終端，均能成為電力系統調度機構的助力。然而，現行傳統電力系統調度規則未能全面適應新型儲能技術的廣泛布局和多元應用，導致那些鑲嵌于電源與用電系統中的儲能潛力未能充分挖掘，其效能未能得到最大化發揮。“這一現狀，無疑是對電力系統調度智慧的一次嚴峻考驗，呼喚我們更新規則，以釋放儲能技術的巨大潛能。尤其是發揮抽水蓄能、火電靈活性調節一樣功能的所有儲能設施，都應享受同等價格政策和容量補償。”
業內普遍呼吁，應從三方面助力發展獨立儲能電站。首先，確立儲能作為獨立主體地位，優化電網接入規則，打破抽蓄調度優先權的壟斷；其次，構建容量電價機制，借鑒煤電與抽蓄之經驗，為獨立儲能項目提供固定成本補償保障；最后，完善電力現貨與輔助服務市場，拉大峰谷電價差，目標0.7元/kWh以上，推動調頻、備用、快速響應等服務的市場化定價。
獨立儲能電站未來具備實現更高盈利的潛力，但也存在一定隱患。“以100MWh儲能電站為例，其背后是10萬節314Ah電芯，如何確保這10萬節電芯步調一致，保障儲能電站的安全穩定高效運行，成為獨立儲能電站亟待破解的難題。”楚攀表示，在提供功率型輔助服務時，獨立儲能電站需承受大倍率的充放電考驗，對電芯的一致性要求極高。未來，獨立儲能電站必須在電氣集成技術、海量電芯一致性控制技術、BMS邊緣控制技術，以及電芯安全預警技術等多領域實現重大突破，不斷提升自身的穩定運行能力。唯如此，獨立儲能電站才能為電力系統提供更堅實的支撐，獲得更多品類的市場收益。（記者 蘇南）
轉自：中國能源報
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