行業(yè)動態(tài)
其中電網(wǎng)側(cè)占64%，達8.4GW/19.0GWh，均為獨立儲能。用戶側(cè)工商業(yè)占比98%。獨立儲能占比超60%，商業(yè)模式廣受市場認可，大勢所趨。工商業(yè)主導用戶側(cè)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(chǎn)業(yè)鏈盈利空間持續(xù)提升。經(jīng)濟性推動獨立儲能單價提升。據(jù)統(tǒng)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(chǎn)業(yè)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(xiàn)在可以以獨立主體身份直接與電力調(diào)度機構簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)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(xiàn)貨套利、輔助服務、容量電價。
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共享租賃
用戶可以在服務時限內(nèi)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。
圖：共享儲能使新能源業(yè)主免于一次性資本開支
圖片來源：中信建投
圖：共享儲能集中調(diào)度管理
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現(xiàn)貨套利
國家發(fā)改委、能源局《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》同時明確指出獨立儲能電站向電網(wǎng)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(jīng)濟性，推動國內(nèi)儲能行業(yè)快速發(fā)展。
圖：現(xiàn)貨市場分日前、實時（平衡）兩個市場
圖片來源：中信建投
山東是第一個獨立儲能進入電力現(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“報量不報價”，在滿足電網(wǎng)安全穩(wěn)定運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)電機組同臺競價。
以*低價差的4月4日為例，*高電價出現(xiàn)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*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。
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輔助服務
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《兩個細則》，將獨立儲能電站作為新主體納入南方區(qū)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(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)峰電量給予充電補償，價格從0.15元/kWh（山東）到0.8元/kWh（寧夏）不等。而調(diào)頻多為按調(diào)頻里程基于補償，根據(jù)機組（PCS）響應AGC調(diào)頻指令的多少，補償0.1-15元/MW的調(diào)頻補償。
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容量電價
但與抽蓄、火電不同的是，電化學電站建設便捷，調(diào)節(jié)性能優(yōu)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(jīng)山東、山西、甘肅等省和國家層面的政策與實踐探索，初步統(tǒng)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)貨套利和容量電價補償三種收益模式。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(xiàn)資本金收益率8%以上。
圖：山東獨立儲能支持政策變遷
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)貨交易運行時間*長的試點省份。通過幾年的運行，山西省現(xiàn)貨交易市場已逐漸成熟，政策基本趨于穩(wěn)定，其中明確了獨立儲能參與現(xiàn)貨交易的細則。
容量電價給予國內(nèi)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(yè)模式上做出了許多有益探索。預計現(xiàn)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(jīng)濟性，才能給供應鏈創(chuàng)造足夠的盈利空間和利潤彈性，*終帶來業(yè)績的放量。
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