在上一期分享的内容中，我们解读了目前电网侧储能的主要应用和商业模式，本期内容将由中国出海半导体为您展示电网侧储能的一个重要的发展方向，即独立储能电站，它的商业发展情况、成本收益分析，以及两个独立储能电站的案例分析。
独立储能电站是源网侧储能发展趋势:独立储能电站市场主体身份明确，商业模式显现
中央政府层面：确定独立储能电站发展方向
目前发电侧储能电站收入渠道单一，发改委、能源局多次提出探索推广独立储能模式，发挥储能电站“一站多用”的共享作用。
一方面，明确独立储能电站市场主体地位。独立储能电站是指以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理，并按照其接入位置与电网企业和相关发电企业或电力用户等相关方签订合同，约定各方权利义务的储能电站42。2021年12月，国家能源局发布了《电力辅助服务管理办法》和《电力并网运行管理规定》，确认新型储能参与辅助服务的发展方向。2022年5月，发改委和能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，指出“符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场”，鼓励以配建形式存在的新型储能项目，选择转为独立储能。独立储能的市场主体地位明确后，独立储能商业模式初步形成。
另一方面，电力辅助服务和市场化改革持续推进。目前，调峰、调频是储能参与电力辅助服务的主要领域，且辅助服务相关费用由发电侧承担，制约着储能在辅助服务领域获得补偿的可持续性。电力辅助服务有偿化且逐步向用户分摊是我国电力市场化改革的重要方向。2021年7月出台的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出“将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”，电网替代性储能若能通过输配电价获取收益将极大增加相关投资收益的确定性，从而刺激电网替代性储能发展。2021年12月发布的《电力辅助服务管理办法》，将提供辅助服务主体范围由发电厂扩大到包括新型储能等主体；建立用户参与的分担共享机制，电力辅助服务补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊。2022年6月，发改委联合能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰。
地方政府层面：陆续出台独立储能参与市场的细则
在国家确定了独立储能发展方向后，南方区域、华东区域、华北区域等多个区域能源监管办公室（简称“能监办”），以及江苏省、湖北省等省级能监办根据自身特点和电力市场化进程，出台了新型储能参与电力辅助服务市场的相关细则。
部分省市明确辅助服务费用来源。2022年3月，国家能源局南方监管局发布关于公开征求《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》（征求意见稿）意见的通告，提到独立储能参与辅助服务范围和补偿标准。广东明确辅助服务费用有全体用户分担，2021年12月出台的《广东省电网企业代理购电实施方案（试行）》43，提出辅助服务的相关费用由全体工商业用户共同分摊，储能、抽水蓄能电站的费用具体按电网企业每月实际发生成本的金额确定（表12）。广东省将储能电价纳入输配电价，并且实现市场化交易，有利于储能行业的健康发展。
表12：部分省市独立储能电站参与辅助服务政策情况
辅助服务市场范围进一步扩大。2021年12月，《山西独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施细则（试行）（征求意见稿）》允许储能电站通过参与电力一次调频市场获取收益。2022年5月，山西能源监管办印发《山西电力一次调频市场交易实施细则（试行）》的通知，其调频市场主体包括发电侧并网主体及新型储能。未来独立储能电站参与调频辅助服务或成趋势，独立储能电站收益渠道有望进一步增加。另外，2022年8月，云南能监办发布关于征求《云南黑启动辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》44，配套储能的新能源电厂和独立储能具备黑启动能力后，自主参与黑启动辅助服务市场。
容量租赁收益模式试水。2022年9月，山东省能源局发布《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》的通知，允许示范项目容量在全省范围内租赁使用，获得容量租赁收益等。《南方区域电力备用辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》允许储能电站作为第三方辅助服务提供者参与跨省备用市场交易，扩展了储能的收益来源。
独立储能电站收益分析
独立储能参与辅助市场服务是未来发展方向，其收益模式还在探索中，细则有待进一步落实。总体来说，独立储能电站的收益渠道包括容量租赁收入、容量电价收入、电力现货交易收入和辅助服务收入等。
- 参与电力市场现货交易获取价差套利收入
储能参与电力市场现货交易主要是通过在电价低谷时充电、电价高峰时放电赚取电力差价收入。2022年5月出台的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确了独立储能电站充电电量不承担输配电价和政府基金及附加。在此之前，储能电站视同电力用户，应付的电价中包含能量电价、输配电价、容量电价、政府基金及附加、相应税费等，再考虑充放电效率等因素，该政策使参与现货市场的储能电站成本降低0.14元/千瓦时45。
山东是率先允许独立储能参与电力现货市场的省份。2022年2月，海阳国电投储能科技、华电滕州新源热电、三峡新能源（庆云）三家新型储能电站示范项目在山东电力交易中心完成注册，正式进入电力现货市场。三家独立储能电站充电时为市场用户，从现货市场直接购电；放电时为发电企业，在电力现货市场进行售电，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。山东的独立储能电站日结算电费均值为32万元，预计月度结算收入可达900-1,000万元46。不过现货市场套利也存在不确定性，主要峰谷电价的变化可能导致实际价差不及预期。
- 容量补偿收入
容量市场是电力市场体系的重要组成部分，旨在保障电力系统长期容量的充裕性。容量电价收入是一种激励机制，使发电机组能够获得电能量市场和辅助服务市场以外的稳定收入，能起到补偿固定成本、激励电源投资、保障容量供应等作用，在国外电力市场中有着广泛应用47。我国大多数省份容量补偿机制仍在研究制定中，缺乏统一、平等、稳定的储能容量回收机制。
2021年10月，《华北电力调峰容量市场运营规则》出台，是国内首个探索以容量为交易品种的新型辅助服务市场，参与的主体是燃煤发电机组48。山东省规定，在容量市场运行前49，参与电力现货市场的燃煤发电机组容量补偿费用从用户侧收取，补偿参与现货市场交易的燃煤发电机组固定成本，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）50。根据山东省电力调控中心的报告，2022年3月，四家储能电站容量补偿总费用为1,348万元（储能电站装机量均为100MW/200MWh），每年补偿费用约300元/kW，收益相对可观。2022年9月，甘肃省能监办发布了《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》（征求意见稿）》，指出10MW/2h以上的储能电站可以独立身份参与调峰容量市场交易，为储能创造了调峰容量补偿这一新的收入增长点。甘肃在全国范围内首次为储能电站开放了调峰容量市场，储能参与调峰容量市场补偿标准上限为300元/MW/日51。
初期容量市场的探索从燃煤机组（火电）开始，通过煤电充分进行容量市场交易，为新能源发电资源进入容量市场和全面开放容量市场提供经验52。新能源发电机组进入容量市场是大势所趋，可获得相对稳定的收益。
- 容量租赁收入
容量租赁是指为风电、光伏等新能源电站提供一定容量的租赁服务，独立储能电站获得租金，新能源电站可通过租赁获得配置储能容量，避免自建储能增加资产投入。目前山东省允许新型储能示范项目容量在全省范围内租赁使用，获得容量租赁收益。容量租赁费用是独立储能建设方稳定的收入来源。目前河南省出台了指导价格，建议河南省独立储能容量租赁价格为200元/kWh/年，新能源企业和共享储能项目企业根据当年租赁参考价签订10年以上长期租赁协议或合同。其他省份目前还未出台类似价格建议53。但是，在实际运行中，租赁费用为250—350元/kW/年（如山东、陕西、湖南等地），一座100MW的独立储能电站，容量租赁年收入可达3,000万元。目前，储能电站容量租赁刚起步，主要用来满足新能源电站配储要求，通常在新能源发电集团内部消化。但是随着新能源装机量的增加和储能收益渠道的完善，对容量租赁的需求会进一步增加。
- 辅助服务
电力市场辅助服务主要包括调峰、调频、事故应急及恢复服务等。一是参与调峰获得调峰补偿。调峰已在全国范围内进行推广，多个省市出台了调峰补偿标准，主要按调峰电量给予充电补偿，价格0.15-0.8元/kWh不等（表13）。锂电储能的度电成本约0.6—0.8元/kWh，大约是抽水蓄能的3-4倍，结合各地的调峰补偿，储能调峰的经济性需要成本进一步下降才能显现54。而且，由于调峰补偿标准经常修改，储能能否从调峰服务中获取持续稳定的收入也存在不确定性。二是参与调频服务获得调频补偿。各省对于调频的补偿金额不同，调频主要按调频里程给予调频补偿，根据机组响应AGC调频指令的程度，补偿0-15元/MW，而目前储能调频里程成本约6.34—9.08元/MW，调频具备一定的获利空间。但是，调频存在市场空间有限的问题，随着储能规模的增加，储能调频盈利性将下降。三是事故应急及恢复服务。事故应急及恢复服务包括黑启动55、稳定切机等。部分南方省份开始推动独立储能参与黑启动服务，独立储能的收益进一步拓宽。2022年3月，南方能源监管局发布通知，南方区域独立储能电站经所属电力调度机构技术审核并报能源监管机构同意后，可参照火电补偿标准纳入黑启动辅助服务补偿。
表13：100MW/200MWh独立储能电站收益示例
虽然独立储能电站收入渠道有多种，但是这些渠道并没有在全国推广，只是部分省市在进行试点，不同省市独立储能收益模式略有不同（表14）。由于各地市场规则不同和储能本身的运行特点，多数情况下储能不能得到全部渠道的收益，只能同时获得其中部分收益。在没有开展电力现货交易的区域，以调峰为主；在开展电力现货交易的区域，以“电力现货交易价差+容量租赁”为主。
表14：部分省份独立储能电站收益模式
我国电力市场化改革正在逐步推进，2022年11月，国家能源局发布了《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》，推动储能等参与电力现货市场交易，独立储能电站有望在更多的区域参与电力现货市场。辅助服务市场逐渐向独立储能开放，独立储能电站通过参与调峰、调频等电力辅助服务及容量租赁来扩宽收益渠道。未来随着新能源发电占比的提升，部分省份电力现货市场的峰谷价差有望继续拉大，从而进一步提升储能项目盈利空间，促进独立储能的发展。据CNESA统计，2022年独立储能接近新增投运新型储能装机规模的50%，成为新型储能发展的趋势。
独立储能电站案例分析
案例1：山东独立储能电站
项目简介：山东是较早探索独立储能电站参与电力市场现货交易的区域，独立储能电站收益渠道 相对较多，以100MW/200MWh锂电池储能电站（目前储能电站装机量普遍为 100MW/200MWh）为例进行分析。
项目成本：锂电池储能电站的装机容量100MW/200MWh，配备5MW/10MWh储能系统。总投资约4.5亿元，考虑贷款、运维费用、折旧等，年均支出约为5,000万元。
项目收益：储能电站收益来自三方面：一是参与电力现货市场收益。假设平均充电价格为0.1元/kWh，平均放电价格为0.6元/kWh，每年充放300次，系统效率按90%计算，每年可获取收益约2,000万元56。二是容量租赁收益。按照300元/kW/年计算，假设能够全部对外租赁，每年租赁费用收益为3,000万元。三是容量补偿费用。按照容量获得容量电价，保证盈利并储备备用机组，收入约600万元。
据山东电力工程咨询院测算，假设以上三种收益都能获得且不变，电站全年累计获得收益约为5,600万元，在融资成本4.65%的情况下，项目有望实现8%的收益率。但是储能电站实际收益情况有所不同57。2022年6月，山东发布《关于进一步做好2022年下半年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的通知》，对储能的可用容量计算方式进行了调整，储能电站能够获得的容量补偿减少。此外，本项政策有效期只有五年，对于寿命通常为10年的储能电站，其运行中后期能否获取补偿是未知数。
案例2：青海省闵行独立储能电站
项目简介：闵行独立储能电站位于青海省，是国内首座第三方投资建设的独立储能电站58，项目一期装机容量32MW/64MWh，2020年11月投运。电站由上海电气国轩新能源科技有限公司提供磷酸铁锂电池储能系统，上海电气新能源公司做EPC总包。储能电站接入至青海当地电网，能够有效解决周边地区新能源场站弃光、弃风问题。
项目成本：项目没有披露成本，参考储能电站装机容量100MW/200MWh成本为4.5亿元，年支出约5,000万元，该项目总成本至少上亿元，年支出超千万元。
项目收益：项目收益来自两部分：一是作为调峰资源提供商，收取电网侧调峰收入。一年的调峰收入约279万元。二是和新能源场站业主分享对电站的补贴收入，一年的补贴收入共681万元，储能电站分享其中一部分（表15）。
表15：2021年7月-2022年8月闵行储能电站收益情况
从闵行储能电站的收入和支出看，目前闵行储能电站的收入不足以支撑每年的运行费用，没有实现盈利。2022年10月，甘肃省出台文件鼓励储能电站以独立身份参与调峰容量市场交易，为储能创造了新的收入渠道。青海省也在积极探索进一步丰富独立储能电站的应用场景，随着独立储能电站参与电力现货市场交易的概率增大，以及参与电力辅助服务市场的广度和深度增加，收益渠道有望进一步拓展，经济性有望提升。
42 共享储能电站：电站资源不专属于某一新能源站或电网，而是以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源整合，并统一协调服务于网内所有新能源站，推动源网荷各端储能能力全面释放。独立储能暨行业内通常理解的共享储能电站。《山西储能电站并网运行管理实施细则》征求意见，山西能监办，2022年10月28日
43 关于我省电网企业开展代理购电问题的批复广东省电网企业代理购电实施方案（试行），广东省发展和改革委员会
44 《云南黑启动辅助服务市场交易规则》征求意见，云南能监办，2022年8月9日
45 新政实施，储能电站平均每充1度电成本下降0.14元，北极星储能网，2022年6月9日
46 关立等，独立储能电站参与电力现货市场机制及试运行分析，《中国电力》2022年第10期
47 陈政等，如何通过重构容量市场机制以破解能源“不可能三角”协同问题？《电网技术》2021年第1期
48 调峰容量是在当前调峰辅助服务市场仅为调峰效果付费的基础上，探索为调峰能力付费。
49 容量市场旨在保障电力系统长期容量的充裕性，我国尚未建立完善的发电容量充裕度保障机制。从国际经验来看，保障市场化环境下发电容量充裕性主要有4种机制：稀缺定价机制、战略备用机制、容量成本补偿机制、容量市场机制。根据国家电网的研究，初期，我国宜采用容量补偿机制，待电力现货市场和金融市场相对完善后应尽快建立容量市场。
50 山东省发展和改革委员会关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知，山东省政府网，2022年4月22日
51甘肃能源监管办，《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则(征求意见稿)》，2022年9月21日
52 孙启星等，适应中国现行电力市场环境下的容量市场机制设计，《中国电力》，2022,55(8)
53 《河南省“十四五”新型储能实施方案》正式发布，腾讯网，2022年8月23日
54 新型储能：赚钱的路更多了，也更难了，数字能源网，2022年8月2日
55 黑启动是指电力系统大面积停电后，在无外界电源支持的情况下，由具备自启动能力的发电机组或抽水蓄能、新型储能等所提供的恢复系统供电的服务。
56 新型储能：赚钱的路更多了，也更难了，数字能源网，2022年8月2日
57 独立储能的4种盈利模式及收益率分析，索比光伏网，2022年10月25日
58 国内首个商业化运行独立储能电站投运，国际电力网，2020年11月5日
报告来源：毕马威分析
