中國儲能網(wǎng)訊：獨(dú)立儲能指的是獨(dú)立儲能電站，其獨(dú)立性體現(xiàn)在可以以獨(dú)立主體身份直接與電力調(diào)度機(jī)構(gòu)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議，不受位置限制。
獨(dú)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(jià)。
01 共享租賃
共享儲能是由第三方或廠商負(fù)責(zé)投資、運(yùn)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(biāo)用戶的一種商業(yè)運(yùn)營模式，秉承“誰受益、誰付費(fèi)”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(fèi)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(fèi)用可達(dá)2500-3500萬元/年。
02 現(xiàn)貨套利
國家發(fā)改委、能源局《關(guān)于進(jìn)一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》同時明確指出獨(dú)立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)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(jì)性，推動國內(nèi)儲能行業(yè)快速發(fā)展。
圖：現(xiàn)貨市場分日前、實(shí)時（平衡）兩個市場
山東是第一個獨(dú)立儲能進(jìn)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(dú)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(bào)量不報(bào)價(jià)”，在滿足電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)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(jī)組同臺競價(jià)。
山東電力現(xiàn)貨市場峰谷價(jià)差大，為獨(dú)立儲能電站創(chuàng)造更大盈利空間。以四月份結(jié)算試運(yùn)行工作日報(bào)數(shù)據(jù)為例，山東實(shí)時電力現(xiàn)貨市場平均價(jià)差為932.15元/MWh，其中最高價(jià)差為1380元/MWh；最低價(jià)差為4月4日的439.93元/MWh。高價(jià)差的現(xiàn)象為儲能創(chuàng)造了更大收益空間。
以最低價(jià)差的4月4日為例，最高電價(jià)出現(xiàn)在6、18、24時的三個時間點(diǎn)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(jià)差的4月4日，獨(dú)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。
03 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(yùn)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(xì)則”），正式承認(rèn)了新型儲能（包括電化學(xué)、壓縮空氣、飛輪、液流等）擁有獨(dú)立的并網(wǎng)主體地位，需要遵守安全穩(wěn)定運(yùn)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(xì)則》，將獨(dú)立儲能電站作為新主體納入南方區(qū)域“兩個細(xì)則”管理，進(jìn)一步提升獨(dú)立儲能補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，完善獨(dú)立儲能盈利機(jī)制，提高了獨(dú)立儲能電站準(zhǔn)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(bǔ)償，價(jià)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(bǔ)償，根據(jù)機(jī)組（PCS）響應(yīng)AGC調(diào)頻指令的多少，補(bǔ)償0.1-15元/MW的調(diào)頻補(bǔ)償。
04 容量電價(jià)
目前只有山東啟動現(xiàn)貨市場試運(yùn)行后，參照火電標(biāo)準(zhǔn)給予電化學(xué)儲能容量電價(jià)。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(jià)難以維持經(jīng)濟(jì)性，因此需要容量電價(jià)予以“兜底”。
但與抽蓄、火電不同的是，電化學(xué)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(xué)儲能盡可能推向電力市場去獲利，容量電價(jià)僅為電化學(xué)儲能收益“保底”手段。
收益率分析：可支持項(xiàng)目資本金IRR8%-10%
獨(dú)立（共享）儲能從第一個項(xiàng)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(shí)踐探索，初步統(tǒng)計(jì)布局獨(dú)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(jià)四類。我們可以看看山東和山西的收益模式。
山東：獨(dú)立儲能先鋒，現(xiàn)貨+租賃+容量電價(jià)模式
目前山東獨(dú)立儲能電站享有共享租賃、現(xiàn)貨套利和容量電價(jià)補(bǔ)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(dú)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(jià)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(xiàng)目有望實(shí)現(xiàn)資本金收益率8%以上。
圖：山東獨(dú)立儲能支持政策變遷
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(yùn)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(yùn)行時間最長的試點(diǎn)省份。通過幾年的運(yùn)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(dú)立儲能參與現(xiàn)貨交易的細(xì)則。
容量電價(jià)給予國內(nèi)獨(dú)立儲能項(xiàng)目收益“兜底”，而以山東為代表的多個省份在獨(dú)立儲能的收益機(jī)制和商業(yè)模式上做出了許多有益探索。預(yù)計(jì)現(xiàn)貨交易+共享租賃+輔助服務(wù)+容量電價(jià)的收益模式將在全國獨(dú)立（共享）儲能電站滲透。
收益機(jī)制的日漸豐富將顯著提高獨(dú)立儲能項(xiàng)目的收益率。而只有儲能項(xiàng)目獲得了經(jīng)濟(jì)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。
