随着“双碳”目标的提出和相关支持政策的陆续出台，新能源发电装机规模快速增长，以新能源为主体的新型电力系统对储能尤其是大容量独立储能的需求增长趋势明显，预计独立储能未来5年年增装机规模有望达到7.2GW。此次国内专注清洁能源电力投资的华能天成融资租赁有限公司与中关村储能产业技术联盟强强联合，共同撰写的《独立储能商业模式白皮书》，分析国内外独立储能发展现状，调研并总结典型地区独立储能发展模式，讨论独立储能商业模式并提出市场机制和政策建议，展望未来独立储能的发展趋势，为投资者投资独立储能项目提供决策建议以及布局参考。

独立储能单体规模大、调节效率高、可满足电网大指令调节需求;投资主体明确、产权清晰，易激发众多资本的投资活力，近两年受到政策的支持和业主的青睐，呈现迅速爆发态势。截至2021年底，中国已投运独立储能项目累计装机规模为1295MW，比2021年底增长195%，其中电化学储能累计装机规模为1135MW，在独立储能市场占比达到87.64%。已投运的独立储能项目主要分布在山东、湖南、河北、青海、甘肃、福建、江苏和河南等8个省份，其中，山东、湖南和江苏累计装机规模已超过百兆瓦。

从应用场景层面，电网侧的独立储能项目累计装机规模最大，为1120MW，占已投运独立储能装机量的86.49%;其余为电源侧，装机量为175MW，规模占比13.51%。

从技术分布层面，锂离子电池占据了绝对比重，特别是电源侧项目百分之百应用锂离子电池，而电网侧项目应用占比达到86.3%。

图1. 2021年各省投运的独立储能电站装机占比

未来随着电力市场规则逐渐完善，独立储能将充分体现其商业价值，成为储能投资者的首选方案。据中关村储能产业技术联盟统计，2021年，国内独立储能新增装机在新型储能市场中占比超过35%;2022年上半年，中国规划在建的独立储能电站为45.3GW/103.6GWh，在规划/在建新型储能中占比超过80%。中关村储能产业技术联盟预测未来5年独立储能年增装机规模平均可达7.2GW，市场发展潜力巨大。

图2. 中国规划在建独立储能电站规模(截至2022年6月)

独立储能的收益来源主要包括容量租赁收入、现货市场套利、辅助服务收入、容量补偿收入及其他收入。其中，容量租赁收入和辅助服务收入是最主要的收益来源。电力现货市场虽然是独立储能电站的重要潜在赢利点，但目前仅在山东省试运营。由于各省网架结构、新能源渗透率、电力负荷等电力属性不同，其对储能价值需求及迫切程度不同，造成政策支持力度及侧重点差异较大，因此，各省独立储能商业模式具有较强的区域属性，收益来源呈现多样化特点。如湖南省独立储能主要收益来源为容量租赁收入及辅助服务收入;山东省独立储能主要收益来源为容量租赁收入、现货市场套利、辅助服务收入及容量补偿收入。

表1：山东、湖南、广东、甘肃、宁夏和浙江六省份独立储能商业模式对比

当前独立储能行业尚处于发展初期，商业模式的成熟受到多方面因素的制约。

一是容量租赁缺乏落地机制，容量租赁收入存在一定不确定性。

二是现货市场处于建设初期，多数省份尚无法通过现货市场实现套利。

三是新版“两个细则”将独立储能纳入辅助服务市场主体，但多数省份政策尚待落地。

四是储能容量价值逐渐体现，但反映容量价值的规则需更深入的探索与实践。

五是收益来源较单一，通过参与市场实现多重价值难度较大。六是尚未建立完善的市场信息披露机制，市场规则透明度较低。

随着电力市场建设的不断推进，独立储能商业模式将逐渐成熟。从收益来源来看，未来独立储能容量价值及能量价值将得到充分体现。从投资主体来看，现有投资者以新能源“强配”储能政策带动的央国企新能源场站业主为主，随着独立储能收益模式逐渐清晰，项目经济性提高，未来独立储能电站的投资者也将会更加多元，有望从现在的新能源场站业主扩展到售电公司、负荷端企业及第三方投资者。从资金来源来看，市场需要深耕储能行业、具有产融协同能力的金融机构的支持，以有效解决独立储能项目不同阶段资金需求。

未来，在独立储能各个环节参与者的共同努力下，独立储能政策和市场机制将更加完善、投资主体更加多元、金融服务支持更加丰富、商业模式更加成熟，独立储能产业有望迎来长期健康发展，进而成为我国新型电力系统建设提供重要支撑作用。