境外储能项目收入机制

储能技术在现代电力系统的电源侧、电网侧和用户侧场景中，为系统的灵活性、可靠性和经济效益提供了有力支持。本文探讨了储能系统在各场景中获得电网支付的可用性付费、电力服务市场服务费、商业化储能收益等收入方式。探讨了核心性能指标与收入直接的关系。

对于表前储能，系统通过与发电商协作、参与电力市场服务及从电网获得可用性付费等方式获取收益；表后储能则通过帮助终端用户进行电力管理、节约成本来实现盈利。在经济测算方面，本文强调储能设计需从收入模式和技术需求出发，以确保负荷需求和市场条件的匹配性。针对不同收入模式的设计要点，如现货市场中的套利策略和可用性付费模式下的性能保障，本文提出了各模式在应用中的关键设计考量。

关键词：储能技术、收入机制、经济测算、电力系统、可用性付费、辅助服务市场、现货市场套利、性能指标。

一、储能的三类应用场景和收入类型

电源侧储能、电网侧储能和用户侧储能三类应用场景，可以从四类经济价值的角度进行划分，即改善电能质量、提升电力系统可靠性、优化设备与资源利用率，以及实现电力市场套利。同时，储能的功能作用可根据其在电力系统中的位置分为电表前和电表后（见图1：储能在电力系统中提供的四类经济价值）。

图1：储能在电力系统中提供的四类经济价值（来源：Monetizing Energy Storage: A Toolkit to Assess Future Cost and Value, page 74）

无论储能系统参与电源侧、电网侧或用户侧哪一类应用场景，也无论其实现了改善电能质量、提升电力系统可靠性、优化资源利用率或实现电力市场套利中的哪一类经济价值，其最终收入模式大致可归纳为以下三种类型：由电网和系统运营商支付的可用性付费、通过参与电力服务市场获取的服务费，以及通过商业化运作获得的收入（见图2：储能的三大类收入）。

图2：储能的三大类收入（来源：作者编制）

在表前储能中，储能系统通常与发电设施一体化运行，通过将储能成本分摊到发电成本中，共同依靠电力销售回收投资成本。此外，储能系统为电网提供多种服务，可以通过电网获得可用性付费。在此模式下，储能系统还可以参与三类电力市场（辅助服务市场、容量市场、平衡市场），通过提供相关服务获取服务费。

在表后储能中，储能系统主要通过为终端用户提供电能管理、降低用电成本以及备用电力供应等服务获得收入。这些收入来源于终端用户支付的租赁费用或服务费。表后储能模式更加贴近用户需求，注重灵活性和个性化服务。

无论是表前还是表后储能，储能系统都可以参与现货市场交易或电力零售市场，从中获取商业化收入。现货市场交易利用电价波动，通过低价购电、高价售电实现套利，而电力零售市场则为用户提供差异化的电力服务，获取收益。

对于我国“走出去”的发电和电网企业，主要参与的是表前储能市场。其中，常见的方式包括发电与储能一体化投资，通过发电收入获取投资回报（如东欧、拉美市场）；或从国家电网收取储能可用性付费（如乌兹、南非）。少数情况下，这些企业还会参与表前储能市场的投资，并进入三类服务市场赚取服务费（如西欧）。

此外，我国“走出去”的生产制造业企业和采矿开掘类企业，可能在其海外投资项目中选择自备表后储能，用于电能管理和供电保障；也可能通过吸引专业储能投资方并租用储能系统，优化用户侧的用电成本管理和能源效率。

二、经济测算的前置步骤：设计先行

储能系统的设计与优化需充分综合考虑买方需求、销售机制、自身性能指标与需求的匹配性，以及度储成本优化等关键因素。

（一）不同收入模式对应不同设计思路

商业化收入的储能项目与依赖电网支付可用性付费的储能项目存在本质区别。后者通常由电网明确提出客户需求和性能要求，这些需求直接作为业主需求的指导依据，用于确定技术路线的选择、设计和报价流程。而对于获取商业化收入的储能项目，其投资方需基于自身的市场定位和收入机制，自行承担风险完成设计与优化。如果缺乏对商业收入机制的深入理解，仅凭闭门造车的方式无法准确把握投资储能项目的业主需求，也难以找到设计优化的目标方向。

即便是在商业化收入储能项目的不同模式之间，设计重点也各不相同。对于用户侧或发电侧的商业化储能项目，设计的难点在于满足构网型储能的平衡安全需求，并优化度储成本。而对于纯粹参与现货市场套利的商业化储能，设计难点在于性能与充放电时间段的匹配，以实现最大价差，同时还需符合现货市场交割的充放电要求，并进一步优化度储成本以实现收益最大化。这些不同模式的储能项目需要针对具体应用场景制定差异化的设计方案。

以商业化收入储能项目为例，设计思路如下：

1. 了解目标电力市场机制

包括价格波动、需求类型、峰谷价差、价格形成规则、市场交易机制以及监管限制等因素，并在此基础上识别可能的价差交易策略。

2. 分析负荷信息

包括历史负荷数据的分析、识别电力消费高峰时间段、制定削峰和负荷转移策略、设计匹配负荷需求的电池容量与充放电策略，以及初步规划如何通过需求管理实现价值获取。

3. 不同收入模式的初步选择

基于机会成本评估三种模式的选择。在商业化收入模式下，还需对不同收入渠道（如现货交易套利、物理商业PPA售电等）进行对比分析。设计方可能还需要将储能容量拆分分配至不同收入模式，以寻求整体收入的最大化。

4. 储能规模优化设计

根据负荷信息、收入模式和项目目标，优化确定储能的容量、出力功率和充放电小时数。在设计储能规模时，需要综合考虑项目的整体经济性以及系统运行的技术限制等因素，以确保设计方案的可行性和收益的最大化。

5. 储能充放策略设计

需要综合考虑充放电需求、电力交易算法、市场参与策略、电力市场投标策略以及操作准则等因素。在优化设计充放电指令时，应密切关注实时市场条件、价格信号、需求预测以及操作限制条件，确保储能系统能够高效响应市场变化，实现收益最大化。

6. 技术路线选取

根据前述比选得出的性能指标、系统规模、效率、响应时间、衰减特性等要求，对电池技术路线（如锂电池、液流电池、混合技术）进行综合比选，以选择最符合项目需求且具有最佳经济性和技术可行性的方案。

7. 系统集成

将储能设施与发电设施、电网设施、控制系统、能力管理平台以及交易市场接口进行深度集成，确保系统整体功能的实现和操作的流畅性。通过优化设计，确保系统能够达到预期收入目标，同时保障电网运行主体、市场运营主体、发电主体、储能主体以及能力管理主体之间的高效沟通与协作，构建一个稳定、高效、互联互通的储能运行体系。

8. 提前设计未来运营策略

包括实时数据分析和检测、性能指标的跟踪与监测、实际收入的动态分析、运营期算法的再优化，以及全生命周期的储能运行管理。这些环节（即上述第3、4、5、6步骤）相互关联，形成了一个闭环系统，需要在实际运行中不断迭代优化，以寻求设计和操作的最优解。通过动态调整和优化策略，储能系统能够在不同运行阶段实现经济效益最大化，同时维持技术性能的高效与稳定。

（二）设计输出的性能指标与经济测算相互影响

设计的输出结果主要集中于储能系统的各类性能指标。这些性能指标对于项目的造价、使用寿命、全生命周期的经济分析、完工担保、未来商业化销售收入的实现，以及可用性付费收入的保障等关键因素和目标具有至关重要的作用。合理定义和优化性能指标不仅能确保项目的技术可行性，还能显著提升其经济性和市场竞争力。

1. 能量容量、功率容量和储能小时数

能量容量（Energy Capacity, MWh）表示储能系统在充满电后能够储存和释放的最大电量，直接决定了供电持续性和规模。

功率容量（Power Capacity, MW）是衡量储能系统在某一单位时间（通常为1小时）内能够达到的最大功率输出。该指标在储能系统协助电网应对突发事件时具有重要意义，例如参与频率响应或瞬时备用等电力服务市场。功率容量不仅决定了储能系统对电网的快速响应能力，也是电网可用性付费模式中重点考核的性能指标，直接影响储能项目的收益。

储能小时数（Duration）是指储能系统在最大功率输出下能够持续供电的时长，是衡量储能在三类服务市场（辅助服务市场、容量市场、平衡市场）和用户侧管理中的关键性能参数。储能小时数的设计需根据具体应用场景的要求进行优化，直接影响储能系统在各类市场中的适用性和经济性（见图3：储能小时数的应用场景）。

图3：储能小时数的应用场景（来源：Korea Battery Industry Association 2017 “Energystorage system technology and business model”）

能量容量、功率容量与储能小时数三个指标之间的关系如下：

2. 充放电倍率

充放电倍率（Charge/Discharge Ratio，通常用C表示）

是衡量储能设施单位时间内充放电能力的一个重要参数。比如1C倍率，它表示储能可以在1小时内完全充电到额定容量或放电至0。充放电倍率对电池的性能和寿命有直接影响。C的高倍率表示可以快速充电，但对升温的运行监控和安全性要求高，并容易加速电池组老化，以及造成容量衰减。

高倍率放电可以提供更大的输出功率，适合高负载的电力系统应用场景。在可用性付费储能项目中，服务购买方往往对充放电倍率有明确要求。

3. 充放电次数和深度

充放电次数和深度用于衡量电池能量水平，影响储能经济效益分析。一方面，充放电次数和深度应当匹配收入模式的客观需求、为收入创造最大的充放电输出。另一方面，充放电次数和状态又同时关乎电池技术路线选择、性能衰减、运维成本、电池寿命和更换成本。两者相互掣肘，需要寻求平衡最优解。

（1）充放电次数又称循环寿命（Cycle Life），是指储能系统电池在性能显著退化前可承受的充放电次数。循环寿命受多种因素影响，包括储能设备的技术路线、应用场景、工作温度、放电深度以及电池管理系统的设计等。循环寿命不仅与储能系统的质量保证密切相关，还影响运维期的更换成本等经济性指标。根据美国能源部的研究报告，充放电次数、放电深度和放电性能之间的关系可以用以下公式进行总结：

不同电池材料技术在储能小时数、充放电深度和循环寿命之间的关系有所不同（见表1）。

表1：循环寿命与储能小时数、充放深度的关系

（2）充放电深度包括放电深度（DoD，表示储能已放出的电量占最大能量容量的百分比）和充电状态（SoC，表示储能已充电量占最大能量容量的百分比）两个互为负相关（SoC + DoD = 100%）的子概念。充放电策略通过电池管理系统（BMS）监测和控制。

放电深度影响着放电电量，进而影响着商业化储能的收入，可表示为：

4. 能量转换效率

能量转换效率（Round-Trip Efficiency, RTE）表示储能系统在充放电过程中的能量损耗比例。较高的RTE意味着能量损耗较低，从而在降低能耗成本的同时提升整体经济效益。

不同的技术路线、容量大小以及储能小时数的储能设备，其RTE范围各不相同（见表2）。

表2：不同技术路线的RTE变化范围

RTE对储能系统的经济测算有直接影响，较高的RTE意味着更低的充电成本和更高的整体效率。在商业化收入的储能经济测算中，实际输入电量（成本项）需满足以下等式：

5. 性能衰减的影响

储能设备在长期使用过程中不可避免地发生性能衰减。衰减率受产品技术路线、充放电次数、充放电深度、充放电倍率以及温度等因素的影响。

储能系统在长期运行中，因能量容量、功率容量和RTE等性能指标的下降，会对系统的经济效益产生直接影响。能量容量的衰减会降低系统在高峰电价时段的放电能力，从而影响其峰谷套利和辅助服务收入；功率容量的下降削弱了系统的瞬时输出能力，减少了电网频率响应及其他辅助服务的收益；而RTE的下降则导致充电时能量损耗增加，进一步降低系统的循环效益。此外，衰减引发的充放电持续时间缩短，会限制系统的服务时长和获利空间。

因此，在经济测算中必须考虑这些衰减后的新指标，以准确反映储能系统的盈利能力和投资回报。这也是储能系统运营管理的重点，通过实施有效的维护和充放电管理策略，可延缓性能退化过程，从而最大化储能系统的长期经济价值。

原始输入项及考虑衰减后调整的示例（见表3）：

表3：输入项考虑衰减后调整的示例

三、可用性付费型储能

此模式的核心目标是实现投资替代和阻塞治理（Transmission & Distribution Replacement and Investment Deferral）。在可再生能源比例逐步上升的背景下，电网和配电网常常面临传输能力不足的问题。通过在发电端或负荷端部署储能系统，在高峰时段提供储能服务，可以有效调节输配电线路的负荷压力，从而延缓电网升级的紧迫性。电网公司可以选择自建储能系统，或通过购买私人储能设施的容量服务来缓解电力传输瓶颈并降低基础设施投资需求。

国家电网/配网（Grid & Utility）或独立系统运营商（ISO/RTO）作为服务购买方，通过支付可用性付费（亦称服务费、租赁费、Capacity Payment、Tolling Payment等）来购买储能服务。这些服务通常通过竞标或其他竞争性采购方式确定提供方，费用根据储能系统的容量和性能指标（如储能可用性Storage Availability）的良好服务状态支付。服务购买方与储能主体签署长期服务协议，协议生效后，储能主体无需参与市场竞争，只需专注于提供性能保障服务。

可用性付费模式的储能项目关键在于满足购买方的调电指令并达到性能指标要求。类似于国家电网的“照付不议”购电协议（Utility PPA），储能服务购买方通常会设定一系列关键技术指标作为可用性付费的考核标准，以确保储能系统具备高效、可靠且持续的输出能力。

下文以乌兹别克储能项目为例分析了性能指标要求、检测、收入测算等内容。

（一）性能指标要求

乌兹别克斯坦国家电网提出了以下性能指标要求：

表4：乌兹别克斯坦储能投资项目要求的性能指标

（二）性能检测

乌兹别克斯坦国家电网提出了以下性能检测要求：

表5：乌兹别克斯坦储能投资项目的性能检测要求

（三）财务模型中的收入测算

全年储能服务费收入计算公式为：

全年储能服务费收入=度储电价×(8760×可利用率−年度停机检修时长)×功率×保证效率

其中：年可利用小时数：实际利用小时数与上报可用小时数之比，国家电网要求保持在约98%；年度停机检修时长：国家电网要求约40小时；保证效率：首年运行要求95%，并逐年递减，全生命周期要求不低于85%。

四、储能参与电力服务市场

储能参与三类服务市场获得收入完全依赖于东道国的电力服务市场机制。这要求当地电力市场具备提供三类服务的有形市场，并针对储能系统提供相应的计价和结算机制，以确保储能服务能够被有效认可和补偿。

（一）三类服务市场

在辅助服务市场（Ancillary Services Market），储能系统通过提供调频、调压、旋转备用、黑启动等服务，帮助电网维持电能质量和系统稳定性，从而获得相应的服务费。

在容量市场（Capacity Market），储能系统通过参与容量拍卖等分配机制，为电力市场提供充足的容量保障，并获得容量服务费。然而，容量市场的收入模式存在较大局限性。这是由于仅有欧美少数国家建立了完善的容量市场，同时间歇性可再生能源难以被视为稳定的备用容量，而已经享受补贴或签订差价合同的可再生能源通常被排除在容量市场拍卖之外。

实时平衡市场（Balancing Market）作为日前和日间现货市场的重要补充，电网运营商或国家电网可利用储能系统的快速响应能力，从储能系统调取平衡服务，以满足安全约束的需求。平衡市场的运行依赖于完善的市场机制，包括平衡资源提供方（BSP）、平衡责任方（BRP）和结算机构的有效协作。然而，平衡服务的收入存在挑战性，且难以预测。

（二）储能参与辅助市场案例

储能设施的投资人应具备东道国电网运营和服务的专业知识，并满足东道国电力服务的准入门槛。在各种服务中，储能参与辅助市场最为积极，案例也相对较多。

各国的辅助服务市场收入模式存在差异。一些国家对储能参与服务采取市场定价方式，而另一些国家则采用指导定价或成本回收模式（类似于可用性付费）。以我国《电力辅助服务管理办法》为例，储能参与辅助服务需遵循“谁提供、谁获利，谁收益、谁承担”的原则，储能费用由发电侧并网主体和电力用户合理分摊。

储能参与辅助服务的经济性高度依赖所在地区电网的需求特性。例如，英国的辅助服务费较高，因此储能系统较为积极地参与英国的辅助服务市场。在收入分析中，充放电量、充电电价和辅助服务费是最为关键的输入项。

以某5MWh的储能项目参与英国频率响应（Frequency Response）这一辅助服务（Ancillary Service）并获得收入为例，可以梳理出主要边界条件（见表6）。

表6：英国5MW储能项目主要边界条件

根据以上边界条件，计算得出该项目参与辅助服务的收入测算（见表7）。

表7：英国5MW储能项目参与辅助服务的收入测算表

五、商业化收入储能的收入机制

储能系统可能通过负荷侧、发电侧或现货交易获取商业化收入（Merchant Revenue）。由于储能系统的成本（如投资成本、充电成本、运行维护成本等）和收入（如商业租赁费、商业服务费、现货市场销售收入）均受市场规律影响且存在不确定性，其利润来源于成本与收入之间的价差。这种模式在业内也被称为储能的套利收入（Arbitrage）。

（一）负荷侧储能的收入

负荷侧储能通过优化用户的电力使用模式，实现经济收益，包括峰值需求削减（peak shaving and load leveling）、微电网或孤岛模式下的供需平衡、以及参与需求响应（demand response）等负荷侧管理活动。负荷侧储能被广泛应用于电力需求管理和虚拟电厂（VPP）项目中。

虚拟电厂是负荷侧储能的新兴应用模式之一。专业虚拟电厂服务商通过智能管理，将市场上分散的储能设施和负荷设施集中管理，为电网提供负荷侧响应服务。通过聚合分布式储能资源，虚拟电厂能够高效地提供需求响应服务。在这一模式下，储能系统可以通过需求响应市场获取稳定的服务费收入，同时有效提高电网的稳定性。

负荷侧储能的收入方式主要包括三种：用户直接向储能项目公司支付服务费；用户与储能项目公司约定分享因储能系统节约的电费收益；或者储能项目公司将储能容量租赁给用户。

在负荷侧储能的商业化收入模式中，需要结合负荷特性和电费结构，深入分析需求侧用户的实际需求，并设计基于峰谷电价差的套利策略。需求侧储能收入预测的关键关注点如下：

1. 需求侧负荷信息分析（Load Profile Analysis）：分析消费者的类型和用电负荷特性，为需求响应提供准确的数据支撑。

2. 需求侧电费分析（Demand Charge Analysis）：通过分析历史用电数据和用电费用，评估改变用电负荷计划可能带来的峰值负荷成本变化，同时分析高峰放电、低谷充电可能带来的收益。

3. 参与需求响应计划（Demand Response Programs）：深入了解国家电网或电网运营商的需求响应计划要求，评估储能系统是否能在降低用户电费的同时，从电网获得激励收入。研究如何调节用户用电习惯以配合需求响应，并协助用户制定合理的用电计划，减少峰值用电，确保需求响应激励措施的有效实施。

4. 制订具体消峰策略（Peak Shaving Strategies）：基于负荷信息和电费分析，设计适合需求侧储能的具体削峰策略，优化负荷分配。

5. 编制能力管理软件并建立智能控制系统：开发支持分时调控的能力管理软件，结合实时电价数据，动态调整策略，确保储能系统能够灵活适应市场变化并最大化收益。

6. 运营过程的实时跟踪检查：对储能系统运行进行实时跟踪和检查，确保各策略执行到位，及时发现并解决潜在问题。

在了解以上信息的基础上，具体需求侧储能项目的收入和收益率计算需要了解充电电量及对应时间段、放电电量及对应时间段、对应时间段的市场电价。世行材料给出了参考示例如下图（见图4：分时负荷示意图）。

图4：分时负荷示意图（来源：作者编制）

根据终端负荷10点、20至23点超过500kW需求管理门槛，需要储能放电的需求，设计单位需要做如下预测和测算。首先，设计单位预测负荷高峰（10点、20至23点）的分时负荷需求、分时电价价格，进而计算得出储能设施所需放电支持的电量（Estimated-out，黄色部分）；其次，设计单位需要分时预测充电时间段（8点、15至19点）的电价价格，进而求得储能设施充电所需电量（Estimated-in，红色部分）、成本。储能设施的RTE应是E-out/E-in。

表8：500KW门槛的需求管理分时负荷

具体数据如表8。具体测算过程如下：

1. 已知需求管理门槛（Threshold）为500kW、第二行的储能前负荷。

2. 设计单位可以求出第四行的“储能放电”数值。

3. 设计单位可以求出第五行的“潜在储能贡献”。当储能的“潜在储能贡献”可以覆盖下一个时段的“储能放电”需求时，不需要储能额外充电。即10时的50kW放电需求可以通过储能余量解决，不需要充电。然而20-23时的360kW无法通过储能余量解决，只能通过额外充电解决。

4. 进而，求得第六行的“存储电量”，即储能需要从外部充电后存储留下的电量。

5. 根据第七行的储能RTE、第六行的“存储电量”，计算第八行的“输入需求”，即储能从外部商业购电所需的购电量。第八行决定了储能的能量容量379kWh。

6. 除了设计出能量容量，还可计算经济效益。通过第四行的“储能放电”数值*该时段终端高峰用电价格，计算通过负荷管理“节省”的负荷电费。通过第九行的“电池充电”计划，结合该时段终端低谷用电价格，计算负荷管理所需要的外部充电成本。“节省”的负荷电费减去负荷管理所需要的外部充电成本，即为负荷管理的收益。

（二）发电侧管理的收入预测

在全球范围内，发电侧储能系统通常与风电和光伏发电设施配套使用，以平滑发电波动并减少弃电损失。例如，在中国的许多省份，风电和光伏发电项目配置储能系统，以降低电力波动对电网的冲击，提高可再生能源利用率。在美国加州，光伏发电与储能系统的结合进一步提升了输出稳定性，确保了市场价值。

常见的应用情景是储能设施与发电设施一体化，共享商业化发电收入以回收投资。在此情景下，需要根据收入类型进行预测分析。如果参与现货交易，需要分析分时报价，并结合储能性能制定储能参与现货售电交易的报价策略；如果是物理性的商业PPA，尤其是固定负荷型商业PPA，发电与储能设施则共同承担负荷耦合风险，这是一种较高风险的业务类型。

在少数情景下，不同投资主体分别投资发电设施和储能设施，或者发电设施租赁储能设施使用。例如，在一些垄断性国家电网无力跟进投资以响应高比例新能源的国家，东道国通常强制要求发电侧配备储能系统。在这种市场中，储能项目可以通过将容量租赁给私人发电商来获取收入。

在新能源发电侧储能一体化项目中，光伏技术路线与储能规模的优化设计需要一体化推进并相互迭代，以寻求收入模式和交易策略匹配的最优解。此外，发电侧储能的电量分时预测是项目设计与运行的基础。

（三）纯粹参与现货市场套利

储能项目可能不与发电商或终端负荷直接进行物理交易，而是通过纯粹参与现货交易实现套利(Standalone Arbitrage)。例如，在欧洲的北欧电力市场和美国的PJM市场，储能系统通过在电价较低时充电（即价格波谷时充电作为上游成本），在电价较高时放电，从现货市场交易中获得套利收益。这种模式在价格波动较大的市场中尤为适用，储能项目通常通过专业化的聚合商（Aggregator）完成现货市场的具体交易操作。

在现货市场套利（Arbitrage）模式下，储能项目的收入来源于低电价时段充电、高电价时段放电之间的利差。投资成本、运维成本和充电成本是必然发生的，而现货市场中的收益则通过交易策略实现。储能系统的盈利潜力主要取决于现货电价预测的准确性，因此需要充分考虑电价波动及其潜在风险。

参与该模式的储能项目需要开发现货价格预测模型并优化算法，同时设定交易策略，综合考虑储能性能限制、运行技术指标和充电成本等因素。与发电侧储能不同，该模式将发电预测转化为充电成本预测。为提升电价预测的精度并优化套利空间，储能项目可采用机器学习和数据分析工具。这种模式下的投资更接近于以电力企业为外壳的纯粹金融投资。

为避免价格预测和交易策略的不确定性，储能项目可以选择与集成商（Aggregator）合作。集成商是提供商业化储能项目与现货市场中介服务的机构，通过收入分成协议，集成商整合大量储能资产和发电能力。凭借高市场份额和影响力，集成商能够提供基于大数据的收入分析、收入方式选择、价差套利方案，并将套利收益分配给特定储能项目。在此模式下，集成商向储能项目下发充放电指令，而储能项目则专注于性能维护，提供性能保障。

六、建议

（一）不同收入类型储能对专业化要求不同

承包商、发电商和设备供应商在储能投资领域具备一定的先发优势，但不同收入类型的储能项目对投资者的能力要求各有侧重。

可用性付费类储能机制简单、最适宜承包商、发电商和设备供应商以投建营一体化模式介入。不过此类储能项目对性能保障的要求极为严格，重点考验的是工程设计、电气系统和设备运维方面的专业能力。

从三类服务市场获取收入的储能项目依赖于投资人对电网运行和电力交易市场的深入理解。这类项目受准入机制、法律框架以及电力市场规则的影响较大，投资人需要具备电网及市场运营能力，才能有效参与其中。

发电侧的商业化储能同样适合承包商、发电商和设备供应商以投建营模式介入。然而，需求侧储能和现货市场套利类储能这两类商业化储能对传统承包商、发电商和设备供应商挑战过大。这两类项目对编程算法、人工智能（AI）和金融领域能力的能力要求更高；在这种模式下，集成商成为储能投资人的重要合作伙伴。

因此，承包商、发电商和设备供应商应尽早明确自身对商业收入风险的偏好及能力范围，并据此选择最为适宜的储能投资领域，以实现资源和能力的最佳配置。

（二）储能收入类型的选择充满挑战

储能项目在进行多收入模式选择（Stacking）时，面临多重挑战。投资者需在不同收入类型中进行权衡，既可以专注于某一收入模式，也可以通过分散储能能力并行实现多元化收入。例如，在与新能源发电配套的储能项目中，储能设施可以在国家电网限电的情况下存储部分电量，将其用于现货市场套利。一方面，通过PPA协议锁定基础收入；另一方面，通过现货市场套利（Arbitrage to Avoid Curtailment）进一步增收。同样，储能设施还可以在部分时段参与需求侧管理，而在其他时段转向电力服务市场获取辅助服务收入。

以波兰储能市场的某四小时储能项目为例，在一定假设条件下，Aurora通过测算认为，选择辅助市场和容量市场作为主要收入来源，同时少量参与现货市场套利，可以实现较好的收益率（见图5：波兰储能项目的投资与收入构成）。

图5：波兰储能项目的投资与收入构成（来源：Aurora Energy Research）

储能项目的初始设计阶段就需要充分考虑收入模式的选择，因为储能设施的性能指标、技术路线、收入模式与最优经济性之间存在相互迭代影响。例如，特定性能指标可能更适合某些功能，短时调频服务所需的储能设施通常不适用于长时段电网替代。同样，储能设施在不同时间段切换功能时，对分时管理和充放电深度有不同要求，确保各功能之间实现高效切换与持续收益（见图6：储能分时提供的电网服务）。

图6：储能分时提供的电网服务（来源：IRENA Electricity Storage Valuation Framework: Assessing System Value and Ensuring Project Viability, March 2020.）

在实现多功能应用时，储能设施可能需要跨越多个领域（如发电、输电、配电和辅助服务）以实现收入模式的叠加。然而，这种多领域应用需要开展全面的法律尽职调查，以确保储能项目在各领域均获得必要的应用许可；同时，还需进行充分的技术论证，以避免因功能不兼容或功能冲突导致的运营障碍。通过多方面的综合分析与设计优化，储能项目方能实现多元化收益的最大化。

各东道国电力市场的历史发展阶段、东道国储能需求方的身份等因素，一定程度上决定了储能项目收入选择(Revenue Stacking)的构成比例，可用性付费市场是具有吸引力的偶发机遇，先发国别（如英国）主要收入来源是辅助市场，后发市场（如罗马尼亚、保加利亚、澳大利亚）主要收入来源为套利。