储能发展的核心是有相应市场机制使其可以计入价格。过去十年，因为没有市场机制，储能无法计入价格，所以一直藏于表后，依附于火电厂、新能源电厂和用户侧。
2015年开始电改，2019年启动8个省电力现货市场试点运行，目前7个省份开始不间断地运行，为储能独立出来创造市场环境。电力现货市场15分钟一个出清时段，全天候变化，价格反应市场供需关系。
目前，新模式运营效果较好，出于国际先进水平，山东的100MWh独立储能电站其规模是欧洲美国都少有的，而市场套利的功能在国外也并不普遍。电价套利是指在电价低时买电充电，电价高时卖电放电，收入取决于峰谷价差、电量、价差持续时间。而价格变化又由供需决定，需求端是负荷量，供给端是风光电、火电（变动成本由煤价决定）。
如山东光伏装机量大，中午电价较低，傍晚待太阳落山负荷又上涨，电价发生上涨。除此之外，大基地应用，即新能源配储也为储能提供了新的收入来源。基于新能源消纳的需求，预计独立储能电站在未来5-6年内是新型储能主力军，但同时也面临来自抽水蓄能、虚拟电厂的竞争。（国际能源局规划2030年1.1-1.2亿的抽蓄建设）
Q：独立储能收入拆分和成本分摊？
A：收入方面，第一部分价差套利取决于供需、时间、空间影响。比如山东，冬季1-3月历史价差平均600-800以上，但夏天午间负荷升高导致价格稍高，价差减小，再比如浙江没什么新能源，价差很低，全年平均200。
可以根据历史数据测算，预测未来电力现货市场价格。假设全年平均价差500，储能投资1600/kwh（不算epc），一天一充一放，全年一个月检修，静态投资11年回收（价差800，7年回本）。同时，国家能源局今年发布文件，储能充放走不用交负荷及附加电费（一毛一度），但损耗要交，最终由用户承担。
第二部分服务调频收入，目前国内还没有备用市场，储能拿不到黑启动的补偿，同时储能电站只能在电量套利和调频2选1，目前只有山东储能能够参与调频，调频补偿=火电调频*10%，其收入太低导致许多独立储能不参与，但从市场化角度，储能是好的调频电源，其成本低于火电。
考虑到套利只占4小时，储能有20小时是闲置状态，政策支持储能调频能给予储能电站多一份收入，经济性会有180度转变。过去十年，调频收入由所有发电机组分摊，今年国家能源局发布的辅助服务管理办法明确服务费用要疏导到市场化用户，目前还没有完全输到，但趋势已确定。
第三部分容量收入，山东比较先进，政府设计容量成本回收机制，规定用户每1度交9分9支付给火电企业，储能因无法持续发电，容量补贴是火电的1/12，后来政府为鼓励发展储能又在原基础上x2，100mwh的储能电站一年约能有600万容量补偿。第三部分新能源强配的容量租赁费的不确定，取决于具体客户。第四部分流量租赁费大概是200-300元/kw/年，具体看能租出去多少。
Q：峰谷价差收益，规模，能支撑储能体量？
A：19年6月规划8个省、21年6个省+3个区开通电力现货市场，其他省份也在积极推动店里现货市场建设，新疆湖南宁夏给国家发改委提交了电力现货方案。建设电力现货市场已是全国共识，除海南西藏特殊地区电量少机组小，绝大省份都会搞现货。
目录电价取消后，煤机、新能源、用电，70-80%工业商业都会现货市场，除了农业、居民和保护性产业依旧实行固定电价。储能盈利点主要还是价差，和绝对降价没关系。
Q：扩容时间节点的判断？
