大勢所趨！從獨立儲能電站收益模式的演變看國內儲能的積極變化

今年國內儲能的積極變化首先體現在需求的快速增長上。據CNESA統計，9月新增儲能項目(含規劃、建設、運營)149個，總規模13.1GW/35.1GWh，其中規劃/在建項目12.9 GW/34.5 GWh。

其中電網側占64%，達8.4GW/19.0GWh，均為獨立儲能。用戶側工商業占比98%。獨立儲能占比超60%，商業模式廣受市場認可，大勢所趨。工商業主導用戶側項目，未來增量可期。

EPC均價長期維持在1.8元/Wh以上的高位，9月份甚至突破2元/Wh。價格上去了，儲能產業鏈盈利能力持續提升。經濟地提高獨立儲能的單價。據統計，7-9月獨立儲能均價為1.90、2.04、1.98元/Wh，比同期新能源強制儲能均價高出約0.3-0.4元/Wh，為產業鏈打開了盈利空間。趨勢儲能綜合各種數據。本文簡要介紹了獨立儲能收益模型和收益分析。

獨立儲能收益模式可分為四種

獨立儲能是指獨立儲能電站，其獨立性體現在可以作為獨立主體直接與電力調度機構簽訂并網調度協議，不受地點限制。

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

共享租賃

共享儲能是一種商業運營模式，由第三方或廠商負責投資、運營和維護。作為出租方，它將儲能系統的功率和容量以商品的形式出租給目標用戶，秉承“誰受益誰付費”的原則，向承租方收取租金。

用戶可在服務期限內享受儲能充放電電力，滿足自身供能需求，無需獨立建設儲能電站，大大降低了原始資金投入，充分考慮了儲能建設的成本和合理收益。

圖：共享儲能使新能源業主免于一次性資本開支

圖：共享儲能集中調度管理

對于共享儲能的投資者來說，容量租賃的成本是穩定的收入來源，在國內一般在250-350元/kW/年之間。100MW的共享儲能電站，容量租賃成本可達2500-3500萬元/年。

現貨套利

國家發改委、能源局《關于進一步推進新能源儲能參與電力市場和調度的通知》也明確指出，獨立儲能電站向電網送電的，相應充電金額不承擔輸配電價和政府性基金及附加費，將降低儲能電站用電成本約0.1-0.2元/千瓦時。提高儲能電站經濟性，促進國內儲能產業快速發展的政策。

圖：現貨市場分日前、實時（平衡）兩個市場

山東是第一個獨立儲能并進入現貨電力市場的省份。根據《山東省電力現貨市場交易規則(試行)》(1.0版，2022年)，獨立儲能電站可以自主選擇參與調頻市場或電能市場。在電能市場中，儲能電站“報量不報價”，在滿足電網安全穩定運行和新能源消納的情況下優先出清。在調頻市場，儲能電站必須與發電機組同臺競技。

山東電力現貨市場峰谷價差大，為獨立儲能電站創造更大盈利空間。以四月份結算試運行工作日報數據為例，山東實時電力現貨市場平均價差為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。高價差的現象為儲能創造了更大收益空間。

以4月4日最低價差為例，最高電價出現在6: 00、18: 00、24: 00左右，而光伏出力峰值在9:00-15:00之間約為-80元/MWh。這意味著，4月4日，4月份的最低差價，獨立儲能電站將在光伏輸出的高峰期(9~15小時)儲電，在17~19小時之間放電，從而獲得300元/MWh以上的收益。

附屬服務設備

2021年8月，國家能源局正式發布新版《并網主體管理規定》和《電力系統輔助服務管理辦法》(簡稱新版兩個規定)，正式承認新能源儲能(包括電化學、壓縮空氣、飛輪、液流等。).)具有獨立的并網主體地位，需要遵守安全穩定運行的相關規定，也可以參與輔助服務市場盈利。

2022年6月，國家能源局南方監管局發布南方地區新版“兩規”，將獨立儲能電站作為新主體納入南方地區“兩規”管理，進一步提高獨立儲能補償標準，完善獨立儲能盈利機制，提高獨立儲能電站準入門檻。

目前，新能源儲能常見的輔助服務形式主要有調峰和調頻(包括一次調頻和二次調頻)。各省具體收益多少不一，但以調峰電為主，價格從山東的0.15元/千瓦時到寧夏的0.8元/千瓦時不等。調頻以調頻里程補償為主，根據機組(PCS)響應AGC調頻指令的多少進行0.1-15元/MW的調頻補償。

容量電價

目前只有山東在現貨市場開始試運行后，按照火電標準給出了電化學儲能容量的電價。類似儲能備用火電在系統中的作用，利用小時數具有很大的不確定性，僅靠電價難以維持經濟性，需要“覆蓋”容量電價。

但是，與發電和火力發電不同，電化學電站建設方便，調節性能優良。國家政策方向是將電化學儲能盡可能推向電力市場盈利，容量電價只是電化學儲能收益“保底”的一種手段。

收益率分析:能支撐8%-10%的項目資金

自首個獨立(共享)儲能項目在青海落地以來，經歷了山東、山西、甘肅等省份和國家層面的政策和實踐探索。初步獨立儲能政策的省份超過14個，收入模式各不相同，但無非是共享租賃、現貨套利、輔助服務、容量電價四大類。可以看看山東和山西的收入模式。

山東:獨立儲能先鋒，現貨+租賃+容量電價模式

目前，山東獨立儲能電站享有共享租賃、現貨套利、容量電價補償三種收益模式。根據山東電力工程咨詢院的數據，在這種模式下，100MW/200MWh獨立儲能電站有望獲得現貨套利約2000萬元，共享租賃約3000萬元，容量電價約600萬元。在總投資約4.5億元、融資成本4.65%的基礎上，該項目有望實現8%以上的資本回報率。

圖：山東獨立儲能支持政策變遷

山西:首先啟動FM輔助服務，回報率高

山西是全國首批八個電力現貨交易示范省份之一。自2018年底開始在現貨電力市場交易，2019年和2020年分別運行了3個月。自2021年4月1日起實施現貨交易政策。是現貨交易運行時間最長的試點省份。經過幾年的運作，山西省現貨交易市場逐漸成熟，政策基本穩定，其中明確了獨立儲能參與現貨交易的細則。

電價讓國內獨立儲能項目有了收益的“托底”，以山東為代表的多個省份對獨立儲能的收益機制和商業模式進行了許多有益的探索。預計現貨交易+共享租賃+輔助服務+容量電價的盈利模式將滲透到我國獨立(共享)儲能電站。

日益豐富的收益機制將顯著提高獨立儲能項目的收益率。只有儲能項目是經濟的，才能為供應鏈創造足夠的利潤空間和利潤彈性，最終帶來業績的放量。

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