獨立儲能電站的4種收益模式

　　近年來，隨著風電光伏等大規模發展，疊加“雙碳”轉型的要求，可再生能源越來越多地接入電網，電力系統面臨著越來越大的消納壓力，如何維護電力系統的安全可靠運行，成為需要解決的挑戰。

　　在這一過程中，儲能的發展被寄予厚望。儲能可以平抑新能源的隨機性、波動性和間歇性，同時能夠提升新能源消納量、降低發電計劃偏差、提升電網安全運行穩定性，正得到業內的高度關注。

　　獨立儲能，是指獨立儲能電站，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。受政策驅動，獨立儲能裝機迅猛增長，獨立儲能商業模式初步成型，收益來源種類較多元化，已成為儲能項目增長主力。

　　獨立儲能電站的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，其中容量租賃拓展了獨立儲能電站的收益來源。這四種收益方式提升了獨立儲能電站項目的經濟可行性。

　　共享租賃

　　共享儲能(容量租賃)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。

　　這一業務是獨立儲能電站項目主要收益來源，使項目具備了經濟可行性。

　　向新能源發電項目提供容量租賃服務，滿足新能源發電配儲需求，政府出臺容量租賃指導價格，最后成交價格由新能源發電場和儲能方協商確定。

　　現在多數省份的容量租賃費為250-350元/kW年，100MW共享儲能電站的容量租賃費可高達2500-3500萬元/年。

　　圖源：中信建投

　　現貨套利

　　現貨套利(電力現貨交易)是儲能電站提升經濟性的關鍵。在具備電力現貨市場交易的地區，獨立儲能電站可參與電力現貨市場交易，利用電力現貨市場的峰谷高價差，創造了更大收益空間。目前山東、山西、甘肅三個省已進行現貨交易試點。

　　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》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。

　　政策提高了儲能電站經濟性，推動國內儲能行業快速發展。

　　#2月圖文動態激勵計劃#電力輔助服務租賃

　　1.政策支持

　　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。

　　2.輔助服務形式

　　傳統儲能電站的收益來源，目前仍為儲能收益的主要構成之一。儲能電站接受電網的調度，為電網提供有償輔助服務(調峰、調頻)，以獲取相應收益。

　　圖：儲能參與電網調峰的應用圖

　　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

　　容量補償是管理機構為儲能項目提供的補貼，作為項目收益的“保底”手段。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。

　　隨著電力現貨市場試點的逐步鋪開和更多獨立儲能項目投運，現有以容量租賃為主的盈利模式將逐步改變，預計“現貨市場+輔助服務+容量補償”的收入模式將成為能夠穩定持續的模式。

　　就獨立儲能自身而言，主要的方向仍然在于進一步降低儲能成本，提升安全性能，充分發揮獨立儲能相較新能源配儲和用戶側配儲，調度性強、規模效應明顯的性能優勢，以獲得更高的收益。

　　圖：儲能應用場景