1什么是獨(dú)立儲(chǔ)能

獨(dú)立儲(chǔ)能電站一般是指以獨(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)議的項(xiàng)目。近年來(lái)國(guó)家與地方層面不斷出臺(tái)政策以鼓勵(lì)獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目參與到電力市場(chǎng)的交易中，極大程度推動(dòng)了獨(dú)立儲(chǔ)能電站的投資熱情與建設(shè)規(guī)模。據(jù)CNESA數(shù)據(jù)，2022年上半年中國(guó)獨(dú)立儲(chǔ)能電站的規(guī)劃/在建規(guī)模為45.3GW，在所有規(guī)劃/在建新型儲(chǔ)能項(xiàng)目中占比超過(guò)80%。

政策頻繁出臺(tái)，獨(dú)立儲(chǔ)能電站商業(yè)模式逐步清晰。為了解決發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目收入單一問(wèn)題，發(fā)改委、能源局多次提出探索推廣獨(dú)立儲(chǔ)能模式，發(fā)揮儲(chǔ)能電站“一站多用”的共享作用。2021年12月，國(guó)家能源局發(fā)布了《電力輔助服務(wù)管理辦法》和《電力并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定》，確認(rèn)新型儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)的發(fā)展方向。2022年5月，發(fā)改委和能源局發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)和調(diào)度運(yùn)用的通知》，指出“符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范和電力市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)機(jī)構(gòu)等有關(guān)方面要求，具有法人資格的新型儲(chǔ)能項(xiàng)目，可轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲(chǔ)能，作為獨(dú)立主體參與電力市場(chǎng)”，明確了獨(dú)立儲(chǔ)能電站的市場(chǎng)主體地位，打開了盈利模式的可能性。并且為了建立健全長(zhǎng)期可持續(xù)的儲(chǔ)能電站盈利模式，政策也始終強(qiáng)調(diào)深化電力體制改革，推動(dòng)儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)交易。

2成本構(gòu)成

儲(chǔ)能電站的建設(shè)成本，也被稱為系統(tǒng)成本，是指單位容量的儲(chǔ)能系統(tǒng)的成本。主要由設(shè)備安裝成本（含電池成本）和施工建造成本組成（未計(jì)及土地成本）。1）儲(chǔ)能設(shè)備包括儲(chǔ)能電池、電池管理系統(tǒng)、儲(chǔ)能逆變器和配電系統(tǒng)等，這些設(shè)備的購(gòu)置費(fèi)用構(gòu)成設(shè)備安裝成本。電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)主要由電池組、電池管理系統(tǒng)（BMS）、能量管理系統(tǒng)（EMS）、儲(chǔ)能逆變器（PCS）以及其他電氣設(shè)備構(gòu)成。2）施工建造成本主要包括建筑工程費(fèi)、安裝工程費(fèi)和設(shè)備設(shè)施設(shè)計(jì)、調(diào)試等費(fèi)用。按照共享儲(chǔ)能電站EPC工程建設(shè)成本2元/Wh計(jì)算，一座100MW/200MWh的項(xiàng)目成本達(dá)到4億元。2022年電化學(xué)儲(chǔ)能成本構(gòu)成

3收入來(lái)源

獨(dú)立儲(chǔ)能電站參與輔助市場(chǎng)服務(wù)是未來(lái)發(fā)展方向，但受限于各省市電力系統(tǒng)的差異，細(xì)則仍需進(jìn)一步完善。目前獨(dú)立儲(chǔ)能電站的收益渠道包括容量租賃收入、容量電價(jià)收入、電力現(xiàn)貨交易收入和輔助服務(wù)收入等。

4電力現(xiàn)貨交易收入

現(xiàn)在儲(chǔ)能項(xiàng)目運(yùn)行的主要盈利模式是利用電網(wǎng)制定的峰谷時(shí)間段上網(wǎng)電價(jià)的不同進(jìn)行套利。現(xiàn)有電網(wǎng)市場(chǎng)化運(yùn)作的情況是要求各發(fā)電企業(yè)每15分鐘進(jìn)行一次報(bào)價(jià)，在用電需求高峰期，電網(wǎng)為充分調(diào)動(dòng)電力企業(yè)的發(fā)電積極性，報(bào)價(jià)會(huì)逐漸升高。因此獨(dú)立儲(chǔ)能電站可通過(guò)在低電價(jià)的谷時(shí)進(jìn)行充能，在高電價(jià)的峰時(shí)進(jìn)行放電，從而賺取電價(jià)差。

以電力市場(chǎng)化程度較高的山東省為例，年均峰谷電價(jià)差可達(dá)到0.5元/kW·h。一座100MW/200MWh的獨(dú)立儲(chǔ)能電站，若按照全年運(yùn)行300天，每天一充一放2小時(shí)，并考慮到85%的充放電效率，年度峰谷電價(jià)差套利可達(dá)到2550萬(wàn)元。

5調(diào)頻調(diào)峰服務(wù)收益

調(diào)頻調(diào)峰收益是指電網(wǎng)涉及的發(fā)電側(cè)以及用電側(cè)的所有用戶，在提供基礎(chǔ)的負(fù)荷調(diào)整之外，為保證電網(wǎng)的穩(wěn)定額外提供的調(diào)頻調(diào)峰服務(wù)，該服務(wù)在基礎(chǔ)電價(jià)之上會(huì)根據(jù)調(diào)整的幅度、時(shí)間、涉及到的電量進(jìn)行測(cè)算和補(bǔ)償，也是各電力市場(chǎng)參與主體獲得額外收益的主要手段之一。這種模式適用于未開展電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的區(qū)域，調(diào)峰的補(bǔ)償定價(jià)落于0.15-0.8元/kWh，而響應(yīng)AGC調(diào)頻的收益則會(huì)按照調(diào)頻里程給予0-15元/MW的補(bǔ)償費(fèi)用，各省市標(biāo)準(zhǔn)不同。

6容量補(bǔ)償

容量補(bǔ)償是指在政府相關(guān)主管部門指導(dǎo)下，通過(guò)對(duì)單位容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)和各發(fā)電機(jī)組可補(bǔ)償容量的核算，實(shí)現(xiàn)對(duì)發(fā)電容量成本的合理補(bǔ)償。目前山東已率先展開嘗試，在山東容量市場(chǎng)運(yùn)行前，參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的發(fā)電機(jī)組容量補(bǔ)償費(fèi)用從用戶側(cè)收取，電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)暫定為每千瓦時(shí)0.0991元（含稅）。一座100MW/200MWh的獨(dú)立儲(chǔ)能電站，一年容量補(bǔ)償收入為600-800萬(wàn)。

7容量租賃

容量租賃是指為風(fēng)電、光伏等新能源電站提供一定容量的租賃服務(wù)，獨(dú)立儲(chǔ)能電站獲得租金，新能源發(fā)電端可通過(guò)租賃獲得配置儲(chǔ)能容量，避免自建儲(chǔ)能增加資產(chǎn)投入，并滿足政策對(duì)于10-20%的配儲(chǔ)比例要求。目前除河南省外，其他省的容量租賃費(fèi)用尚無(wú)統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，會(huì)根據(jù)項(xiàng)目可以獲得的市場(chǎng)化收益（如調(diào)峰輔助服務(wù)），在滿足項(xiàng)目投資收益需求的情況下，進(jìn)行倒算的結(jié)果。目前山東省內(nèi)可按300元/kWh/年來(lái)計(jì)算，即一座100MW/200MWh的獨(dú)立儲(chǔ)能電站，每年的容量租賃費(fèi)用可達(dá)到3000萬(wàn)元。

8IRR測(cè)算

我們按照一座100MW/200MWh的獨(dú)立儲(chǔ)能電站，EPC工程建設(shè)成本為2元/Wh計(jì)算，初始項(xiàng)目投入為4億元，整體使用壽命為16年，電池組預(yù)計(jì)使用壽命8年，在第8 年時(shí)進(jìn)行更換，成本為1元/Wh，即更換費(fèi)用為2億元。儲(chǔ)能電站每年運(yùn)營(yíng)費(fèi)用則按照初始投資額的2%計(jì)算，即800萬(wàn)元/年。收入端則以山東省收益模式為例：電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易收入2550萬(wàn)元/年+容量租賃收入3000萬(wàn)元/年+容量補(bǔ)償收入600萬(wàn)元/年，則每年的收入為6150萬(wàn)元。根據(jù)此現(xiàn)金流計(jì)算，一座100MW/200MWh的獨(dú)立儲(chǔ)能電站在其16年使用壽命周期中，IRR為6.6%。