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今年國內(nèi)儲能的積極變化，首先體現(xiàn)在需求的快速增長。據(jù)CNESA統(tǒng)計，9月新型儲能項目共149個（含規(guī)劃、建設(shè)、運行），規(guī)模合計13.1GW/35.1GWh，其中規(guī)劃/在建項目規(guī)模12.9GW/34.5GWh。

其中電網(wǎng)側(cè)占64%，達8.4GW/19.0GWh，均為獨立儲能。用戶側(cè)工商業(yè)占比98%。獨立儲能占比超60%，商業(yè)模式廣受市場認可，大勢所趨。工商業(yè)主導用戶側(cè)項目，未來增量可期。

EPC均價長期維持1.8元/Wh以上高位，9月更突破2元/Wh，價格上行，儲能產(chǎn)業(yè)鏈盈利空間持續(xù)提升。經(jīng)濟性推動獨立儲能單價提升。據(jù)統(tǒng)計，7-9月獨立儲能均價為1.90、2.04、1.98元/Wh，高于同期新能源強制配儲均價約0.3-0.4元/Wh，為產(chǎn)業(yè)鏈打開盈利空間。EnergyTrend儲能綜合各項資料，在本文中簡單介紹獨立儲能收益模式及收益率分析。

獨立儲能收益模式可分為四種

獨立儲能指的是獨立儲能電站，其獨立性體現(xiàn)在可以以獨立主體身份直接與電力調(diào)度機構(gòu)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議，不受位置限制。


獨立儲能收益模式大致可分為如下四種：共享租賃、現(xiàn)貨套利、輔助服務(wù)、容量電價。

共享租賃

共享儲能是由第三方或廠商負責投資、運維，并作為出租方將儲能系統(tǒng)的功率和容量以商品形式租賃給目標用戶的一種商業(yè)運營模式，秉承“誰受益、誰付費”的原則向承租方收取租金。

用戶可以在服務(wù)時限內(nèi)享有儲能充放電權(quán)力來滿足自身供能需求，無需自主建設(shè)儲能電站，大幅減低原始資金投入，充分考慮儲能建設(shè)的成本和合理收益。


對共享儲能投資商而言，容量租賃費用是穩(wěn)定的收入來源，國內(nèi)一般在250-350元/kW/年之間，對于一座100MW的共享儲能電站而言，容量租賃費用可達2500-3500萬元/年。

現(xiàn)貨套利

國家發(fā)改委、能源局《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》同時明確指出獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，約減少儲能電站度電成本0.1-0.2元/kWh。政策提高儲能電站經(jīng)濟性，推動國內(nèi)儲能行業(yè)快速發(fā)展。


山東是第一個獨立儲能進入電力現(xiàn)貨市場的省份。根據(jù)《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則(試行)(2022年試行版V1.0)》，獨立儲能電站可以自主選擇參與調(diào)頻市場或者電能量市場。在電能量市場中，儲能電站“報量不報價”，在滿足電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行和新能源消納的條件下優(yōu)先出清。在調(diào)頻市場，儲能電站須與發(fā)電機組同臺競價。

山東電力現(xiàn)貨市場峰谷價差大，為獨立儲能電站創(chuàng)造更大盈利空間。以四月份結(jié)算試運行工作日報數(shù)據(jù)為例，山東實時電力現(xiàn)貨市場平均價差為932.15元/MWh，其中最高價差為1380元/MWh；最低價差為4月4日的439.93元/MWh。高價差的現(xiàn)象為儲能創(chuàng)造了更大收益空間。

以最低價差的4月4日為例，最高電價出現(xiàn)在6、18、24時的三個時間點附近，而光伏出力高峰的9~15時之間，大約維持在-80元/MWh。這意味著四月份最低價差的4月4日，獨立儲能電站在光伏出力高峰（9~15時）儲存電力，在17~19時之間釋放電力，可以獲得超300元/MWh的收益。
輔助服務(wù)

2021年8月，國家能源局正式印發(fā)新版《并網(wǎng)主體并網(wǎng)運行管理規(guī)定》和《電力系統(tǒng)輔助服務(wù)管理辦法》（簡稱新版“兩個細則”），正式承認了新型儲能（包括電化學、壓縮空氣、飛輪、液流等）擁有獨立的并網(wǎng)主體地位，需要遵守安全穩(wěn)定運行相關(guān)規(guī)定的同時，也能參與輔助服務(wù)市場獲取收益。

2022年6月，國家能源局南方監(jiān)管局印發(fā)南方區(qū)域新版《兩個細則》，將獨立儲能電站作為新主體納入南方區(qū)域“兩個細則”管理，進一步提升獨立儲能補償標準，完善獨立儲能盈利機制，提高了獨立儲能電站準入門檻。

目前，新型儲能常見的輔助服務(wù)形式主要有調(diào)峰、調(diào)頻（包括一次調(diào)頻、二次調(diào)頻）兩類，具體收益額度各省不同，但調(diào)峰多為按調(diào)峰電量給予充電補償，價格從0.15元/kWh（山東）到0.8元/kWh（寧夏）不等。而調(diào)頻多為按調(diào)頻里程基于補償，根據(jù)機組（PCS）響應(yīng)AGC調(diào)頻指令的多少，補償0.1-15元/MW的調(diào)頻補償。

容量電價

目前只有山東啟動現(xiàn)貨市場試運行后，參照火電標準給予電化學儲能容量電價。儲能與備用火電在系統(tǒng)中的作用類似，利用小時有很大的不確定性，僅靠電量電價難以維持經(jīng)濟性，因此需要容量電價予以“兜底”。

但與抽蓄、火電不同的是，電化學電站建設(shè)便捷，調(diào)節(jié)性能優(yōu)異，國家政策方向是將電化學儲能盡可能推向電力市場去獲利，容量電價僅為電化學儲能收益“保底”手段。

收益率分析：可支持項目資本金IRR8%-10%

獨立（共享）儲能從第一個項目落地青海以來，歷經(jīng)山東、山西、甘肅等省和國家層面的政策與實踐探索，初步統(tǒng)計布局獨立儲能政策的省份已超過14個，收益模式各有不同，但不外乎共享租賃、現(xiàn)貨套利、輔助服務(wù)、容量電價四類。我們可以看看山東和山西的收益模式。

山東：獨立儲能先鋒，現(xiàn)貨+租賃+容量電價模式

目前山東獨立儲能電站享有共享租賃、現(xiàn)貨套利和容量電價補償三種收益模式。據(jù)山東電力工程咨詢院數(shù)據(jù)，該模式下100MW/200MWh獨立儲能電站每年有望獲得現(xiàn)貨套利收益約2000萬元、共享租賃收益約3000萬元，以及容量電價收益約600萬元。在總投資約4.5億元，融資成本4.65%的基礎(chǔ)上，項目有望實現(xiàn)資本金收益率8%以上。


山西：首先啟動一次調(diào)頻輔助服務(wù)，收益率較高

山西屬于國內(nèi)首批8個電力現(xiàn)貨交易示范省份之一，從2018年底就開始電力現(xiàn)貨市場交易，2019、2020年分別運行了3個月，從2021年4月1日至今，一直執(zhí)行現(xiàn)貨交易政策，是現(xiàn)貨交易運行時間最長的試點省份。通過幾年的運行，山西省現(xiàn)貨交易市場已逐漸成熟，政策基本趨于穩(wěn)定，其中明確了獨立儲能參與現(xiàn)貨交易的細則。

容量電價給予國內(nèi)獨立儲能項目收益“兜底”，而以山東為代表的多個省份在獨立儲能的收益機制和商業(yè)模式上做出了許多有益探索。預計現(xiàn)貨交易+共享租賃+輔助服務(wù)+容量電價的收益模式將在全國獨立（共享）儲能電站滲透。

收益機制的日漸豐富將顯著提高獨立儲能項目的收益率。而只有儲能項目獲得了經(jīng)濟性，才能給供應(yīng)鏈創(chuàng)造足夠的盈利空間和利潤彈性，最終帶來業(yè)績的放量。

原標題：大勢所趨！從獨立儲能電站收益模式演變看國內(nèi)儲能的積極變化