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1.8元/Wh以上高位，9月更突破2元/Wh，價格上行，儲能產業鏈盈利空間持續提升。經濟性推動獨立儲能單價提升。據統計，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，為產業鏈打開盈利空間。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，其獨立性體現在可以以獨立主體身份直接與電力調度機構簽訂并網調度協議，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、現貨套利、輔助服務、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的功率和容量以商品形式租賃給目標用戶的一種商業運營模式，秉承“誰受益、誰付費”的原則向承租方收取租金。

 

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

 

對共享儲能投資商而言，容量租賃費用是穩定的收入來源，國內一般在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。

現貨套利

 

國家發改委、能源局《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》同時明確指出獨立儲能電站向電網送電的，其相應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濟性，推動國內儲能行業快速發展。

 

山東是第一個獨立儲能進入電力現貨市場的省份。根據《山東省電力現貨市場交易規則(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”，在滿足電網安全穩定運行和新能源消納的條件下優先出清。在調頻市場，儲能電站須與發電機組同臺競價。

 

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。

 

以最低價差的4月4日為例，最高電價出現在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

 

2021年8月，國家能源局正式印發新版《并網主體并網運行管理規定》和《電力系統輔助服務管理辦法》（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）擁有獨立的并網主體地位，需要遵守安全穩定運行相關規定的同時，也能參與輔助服務市場獲取收益。

 

2022年6月，國家能源局南方監管局印發南方區域新版《兩個細則》，將獨立儲能電站作為新主體納入南方區域“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形式主要有調峰、調頻（包括一次調頻、二次調頻）兩類，具體收益額度各省不同，但調峰多為按調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。而調頻多為按調頻里程基于補償，根據機組（PCS）響應AGC調頻指令的多少，補償0.1-15元/MW的調頻補償。

容量電價

 

目前只有山東啟動現貨市場試運行后，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，電化學電站建設便捷，調節性能優異，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，歷經山東、山西、甘肅等省和國家層面的政策與實踐探索，初步統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、現貨套利、輔助服務、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、現貨套利和容量電價補償三種收益模式。據山東電力工程咨詢院數據，該模式下100MW/200MWh獨立儲能電站每年有望獲得現貨套利收益約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%的基礎上，項目有望實現資本金收益率8%以上。

 

山西：首先啟動一次調頻輔助服務，收益率較高

 

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

 

容量電價給予國內獨立儲能項目收益“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模式上做出了許多有益探索。預計現貨交易+共享租賃+輔助服務+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濟性，才能給供應鏈創造足夠的盈利空間和利潤彈性，最終帶來業績的放量。