大势所趋！从独立储能电站收益模式的演变看国内储能的积极变化

今年国内储能的积极变化首先体现在需求的快速增长上。据CNESA统计，9月新增储能项目(含规划、建设、运营)149个，总规模13.1GW/35.1GWh，其中规划/在建项目12.9 GW/34.5 GWh。

其中电网侧占64%，达8.4GW/19.0GWh，均为独立储能。用户侧工商业占比98%。独立储能占比超60%，商业模式广受市场认可，大势所趋。工商业主导用户侧项目，未来增量可期。

EPC均价长期维持在1.8元/Wh以上的高位，9月份甚至突破2元/Wh。价格上去了，储能产业链盈利能力持续提升。经济地提高独立储能的单价。据统计，7-9月独立储能均价为1.90、2.04、1.98元/Wh，比同期新能源强制储能均价高出约0.3-0.4元/Wh，为产业链打开了盈利空间。趋势储能综合各种数据。本文简要介绍了独立储能收益模型和收益分析。

独立储能收益模式可分为四种

独立储能是指独立储能电站，其独立性体现在可以作为独立主体直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受地点限制。

独立储能收益模式大致可分为如下四种：共享租赁、现货套利、辅助服务、容量电价。

共享租赁

共享储能是一种商业运营模式，由第三方或厂商负责投资、运营和维护。作为出租方，它将储能系统的功率和容量以商品的形式出租给目标用户，秉承“谁受益谁付费”的原则，向承租方收取租金。

用户可在服务期限内享受储能充放电电力，满足自身供能需求，无需独立建设储能电站，大大降低了原始资金投入，充分考虑了储能建设的成本和合理收益。

图：共享储能使新能源业主免于一次性资本开支

图：共享储能集中调度管理

对于共享储能的投资者来说，容量租赁的成本是稳定的收入来源，在国内一般在250-350元/kW/年之间。100MW的共享储能电站，容量租赁成本可达2500-3500万元/年。

现货套利

国家发改委、能源局《关于进一步推进新能源储能参与电力市场和调度的通知》也明确指出，独立储能电站向电网送电的，相应充电金额不承担输配电价和政府性基金及附加费，将降低储能电站用电成本约0.1-0.2元/千瓦时。提高储能电站经济性，促进国内储能产业快速发展的政策。

图：现货市场分日前、实时（平衡）两个市场

山东是第一个独立储能并进入现货电力市场的省份。根据《山东省电力现货市场交易规则(试行)》(1.0版，2022年)，独立储能电站可以自主选择参与调频市场或电能市场。在电能市场中，储能电站“报量不报价”，在满足电网安全稳定运行和新能源消纳的情况下优先出清。在调频市场，储能电站必须与发电机组同台竞技。

山东电力现货市场峰谷价差大，为独立储能电站创造更大盈利空间。以四月份结算试运行工作日报数据为例，山东实时电力现货市场平均价差为932.15元/MWh，其中最高价差为1380元/MWh；最低价差为4月4日的439.93元/MWh。高价差的现象为储能创造了更大收益空间。

以4月4日最低价差为例，最高电价出现在6: 00、18: 00、24: 00左右，而光伏出力峰值在9:00-15:00之间约为-80元/MWh。这意味着，4月4日，4月份的最低差价，独立储能电站将在光伏输出的高峰期(9~15小时)储电，在17~19小时之间放电，从而获得300元/MWh以上的收益。

附属服务设备

2021年8月，国家能源局正式发布新版《并网主体管理规定》和《电力系统辅助服务管理办法》(简称新版两个规定)，正式承认新能源储能(包括电化学、压缩空气、飞轮、液流等。).)具有独立的并网主体地位，需要遵守安全稳定运行的相关规定，也可以参与辅助服务市场盈利。

2022年6月，国家能源局南方监管局发布南方地区新版“两规”，将独立储能电站作为新主体纳入南方地区“两规”管理，进一步提高独立储能补偿标准，完善独立储能盈利机制，提高独立储能电站准入门槛。

目前，新能源储能常见的辅助服务形式主要有调峰和调频(包括一次调频和二次调频)。各省具体收益多少不一，但以调峰电为主，价格从山东的0.15元/千瓦时到宁夏的0.8元/千瓦时不等。调频以调频里程补偿为主，根据机组(PCS)响应AGC调频指令的多少进行0.1-15元/MW的调频补偿。

容量电价

目前只有山东在现货市场开始试运行后，按照火电标准给出了电化学储能容量的电价。类似储能备用火电在系统中的作用，利用小时数具有很大的不确定性，仅靠电价难以维持经济性，需要“覆盖”容量电价。

但是，与发电和火力发电不同，电化学电站建设方便，调节性能优良。国家政策方向是将电化学储能尽可能推向电力市场盈利，容量电价只是电化学储能收益“保底”的一种手段。

收益率分析:能支撑8%-10%的项目资金

自首个独立(共享)储能项目在青海落地以来，经历了山东、山西、甘肃等省份和国家层面的政策和实践探索。初步独立储能政策的省份超过14个，收入模式各不相同，但无非是共享租赁、现货套利、辅助服务、容量电价四大类。可以看看山东和山西的收入模式。

山东:独立储能先锋，现货+租赁+容量电价模式

目前，山东独立储能电站享有共享租赁、现货套利、容量电价补偿三种收益模式。根据山东电力工程咨询院的数据，在这种模式下，100MW/200MWh独立储能电站有望获得现货套利约2000万元，共享租赁约3000万元，容量电价约600万元。在总投资约4.5亿元、融资成本4.65%的基础上，该项目有望实现8%以上的资本回报率。

图：山东独立储能支持政策变迁

山西:首先启动FM辅助服务，回报率高

山西是全国首批八个电力现货交易示范省份之一。自2018年底开始在现货电力市场交易，2019年和2020年分别运行了3个月。自2021年4月1日起实施现货交易政策。是现货交易运行时间最长的试点省份。经过几年的运作，山西省现货交易市场逐渐成熟，政策基本稳定，其中明确了独立储能参与现货交易的细则。

电价让国内独立储能项目有了收益的“托底”，以山东为代表的多个省份对独立储能的收益机制和商业模式进行了许多有益的探索。预计现货交易+共享租赁+辅助服务+容量电价的盈利模式将渗透到我国独立(共享)储能电站。

日益丰富的收益机制将显著提高独立储能项目的收益率。只有储能项目是经济的，才能为供应链创造足够的利润空间和利润弹性，最终带来业绩的放量。

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