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一、獨立儲能商業(yè)模式發(fā)展沿革

第一代：輸配電價模式：輔助服務+共享租金

江蘇省政策，由電網(wǎng)主導，起先以納入輸配電價為主要成本疏導方式，但后來受制于國家輸配電價監(jiān)審辦法，電化學儲能無法納入輸配電價。

第二代：輔助服務+共享租金

始于青海、湖南，改進于山東，電力投資企業(yè)都可參與，儲能可參與輔助服務獲取收入，部分地區(qū)保障儲能參與輔助服務的利用小時數(shù)和價格；共享儲能可獲取新能源企業(yè)租金收入，在電價方面明確了充放電電價相抵原則，明確充放電損耗部分電價。寧夏、浙江跟進。

第三代：現(xiàn)貨市場+共享租金

山東省政策，保留新能源租賃的租金收入，調(diào)峰輔助服務和優(yōu)先發(fā)電量計劃不復存在，儲能可以賺取現(xiàn)貨市場套利收入，考慮給予儲能電源側(cè)容量電費。

第四代：現(xiàn)貨市場+輔助服務+容量電價

不再依賴租金，主要收入包括現(xiàn)貨市場套利、輔助服務收入，可能還包括容量電價，預計以電源側(cè)容量電價為主，如頂峰容量電價、調(diào)峰容量電價等。

二、獨立儲能盈利模式

1.現(xiàn)有政策場景下獨立儲能盈利模式。

作為共享經(jīng)濟的衍生，共享儲能價值是獨立儲能運營的核心。在輔助服務市場建設初期，市場尚不能完全反映發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)各方主體對儲能的利用需求。因此，在現(xiàn)有政策場景下，需通過發(fā)電企業(yè)或用戶直接向獨立儲能購買所需儲能容量，或由電網(wǎng)協(xié)調(diào)各方需求，統(tǒng)一調(diào)度獨立儲能的方式，實現(xiàn)獨立儲能對儲能需求主體的精準服務與儲能價值的有效共享。共享儲能是當前獨立儲能的主要盈利模式，具體包括容量共享與調(diào)節(jié)能力共享，儲能在這兩種盈利模式下的區(qū)別。

容量共享模式。2022年1月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關于完善能源綠色低碳轉(zhuǎn)型體制機制和政策措施的意見》力推“新能源+儲能”。新能源鼓勵或強制配置儲能的政策已經(jīng)成為儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的動力。截至目前，我國已有20多個省份發(fā)布新能源配儲政策，要求比例5%-20%，時長1-2小時。各省強制要求新能源配置儲能，增加了投資新能源的初始壓力。容量共享模式的核心在于為新能源發(fā)電企業(yè)提供儲能容量長期租賃服務，以此來滿足新建新能源電站配置儲能的硬性要求。同時，為用戶提供儲能容量短期租賃服務，方便用戶試用儲能，體驗儲能效益，為其配置或長期租賃儲能提供決策支撐。

容量共享模式下獨立儲能的收益包括容量租賃收入和電量補償收入兩部分。容量租賃收入是將儲能容量租賃給新能源發(fā)電企業(yè)或用戶，獲得租金收益，以彌補儲能容量成本，即儲能電站固定成本，包括折舊費用及運維費用；電量補償收入則是獨立儲能根據(jù)容量承租方的需求運行，承租方需按約定價格或輔助服務市場價格，向獨立儲能支付電量補償，彌補儲能電站變動成本。在容量共享模式下，儲能容量承租方與獨立儲能可實現(xiàn)共贏。一方面，承租方可節(jié)省儲能的相關建設與運維成本；另一方面，容量租賃收益將保障儲能電站回收固定成本。

調(diào)節(jié)能力共享模式。調(diào)節(jié)能力共享模式是指儲能由電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度，以電網(wǎng)為紐帶，整合發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)各場景儲能利用需求，進行源網(wǎng)荷儲協(xié)調(diào)優(yōu)化，實現(xiàn)獨立儲能調(diào)節(jié)能力的充分利用。

?  調(diào)節(jié)能力共享模式下，獨立儲能主要收益來源包括容量電價與輔助服務補償?！蛾P于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》提出建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制。因此，根據(jù)政策要求，由電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度的獨立儲能可依據(jù)其可提供服務的儲能容量，獲得容量電價收益。在此基礎上，獨立儲能遵循電網(wǎng)調(diào)度指令，參與調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務，可依據(jù)提供的輔助服務類型、輔助服務價格及其在輔助服務中的實際貢獻，獲取補償收益：調(diào)峰輔助服務主要根據(jù)充放電價格及電量對儲能進行補償；調(diào)頻輔助服務一般通過兩部制補償機制對儲能進行經(jīng)濟性補償，分別是調(diào)頻里程補償和容量補償。此外，2021年12月，國家能源局修訂發(fā)布的《電力輔助服務管理辦法》中引入轉(zhuǎn)動慣量、爬坡、穩(wěn)定切機服務、穩(wěn)定切負荷服務等輔助服務新品種，儲能的潛在收益來源進一步豐富。

2.未來政策場景下的獨立儲能盈利模式。

《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》明確新型儲能獨立市場主體地位。未來，隨著電力市場機制的健全，獨立儲能將通過市場機制實現(xiàn)價值共享，形成新的盈利模式，共享經(jīng)濟的思想也將貫穿于儲能產(chǎn)業(yè)，如參與輔助服務市場、現(xiàn)貨能量市場、碳交易市場等，具體盈利方式如下：

首先，獨立參與輔助服務市場獲取補償。隨著輔助服務市場的健全，獨立儲能可以憑借獨立市場主體的身份參與輔助服務市場，通過市場交易向具有儲能利用需求的主體提供服務，獲取相應的輔助服務補償。

其次，參與現(xiàn)貨市場獲取電量收益。未來，獨立儲能可作為市場主體，在現(xiàn)貨市場中進行競價交易，通過低價購入、高價賣出獲取可觀的收益。參考國外的現(xiàn)貨市場建設經(jīng)驗，獨立儲能可通過兩種方式參與：一是提交價格投標、單日的初始荷電狀態(tài)和期望達到的末尾荷電狀態(tài)，由調(diào)度機構(gòu)統(tǒng)一調(diào)度規(guī)劃；二是以市場價格接受者的身份通過提交自調(diào)度計劃參與市場。

最后，參與碳交易市場獲取碳減排收益。未來，獨立儲能可探索與新能源發(fā)電企業(yè)共享碳減排量與綠色證書，通過自愿減排量交易及綠色電力證書交易，獲取相關收益。

三、山東獨立儲能支持政策

山東于2022年9月初發(fā)布《關于促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》，以框定最新電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下的儲能政策機制，尤其是收益模式。以100MW/200MWh項目為例，假設單位投資為2.2元/Wh，資本金比例20%，長期貸款利率4.9%，還款期和折舊期均為5年，所得稅率25%，年收入5480萬元，理想情況資本金收益率為7.3%。值得說明的是，山東儲能發(fā)展同樣處于政策探索期，實際收益仍存較多風險。

    現(xiàn)貨套利收益：平均兩小時最高電價約0.7元/kWh，平均最低電價是約0.1元/kWh左右，承擔容量電價0.0991元/kWh、現(xiàn)貨交易附加成本0.02元/kWh，在循環(huán)效率85%、全年運行330天的條件下，年收入達2480萬元。由于現(xiàn)貨價格實時波動且存在預測偏差，該收入存在較大不確定風險。

    容量租賃收入：按300元/kW年租賃價格，若出租率為80%，則年收入2400萬元。

   容量補償收入：按2倍標準補償為600萬元。

四、山東獨立儲能趨勢分析

      第三方建設共享儲能的租賃收入面臨較高不確定性，投資可能存較大風險。以山東為例，容量租賃收入占據(jù)儲能總收入的43.8%，其中出租率和租賃價格面臨較大不確定性，可能將給第三方投建共享儲能帶來較高風險。我們認為，如果獨立儲能發(fā)展需要依賴新能源企業(yè)的容量租賃收入，第三方投建共享儲能模式都會受到諸多限制。

      發(fā)電集團內(nèi)部共享的獨立儲能是阻力最小共享儲能發(fā)展路徑，預計將成為國內(nèi)獨立儲能發(fā)展的主流。我們認為，新能源項目使用所屬同一集團及其控股企業(yè)在省內(nèi)建設的大型獨立儲能可規(guī)避第三方儲能的租賃收入風險，是當前新能源配建儲能租賃最小路徑。山東于2022年9月初發(fā)布《山東省風電、光伏發(fā)電項目并網(wǎng)保障指導意見（試行）》也將該類儲能作為更為優(yōu)先支持的儲能模式，而共享租賃反而放置最后。

      新能源企業(yè)租賃儲能成本低于自建，且租賃費用存在進一步下降空間。

      自建儲能附加成本：據(jù)儲能與電力市場統(tǒng)計的2022年9月儲能項目數(shù)據(jù)，新能源配儲項目EPC的平均中標價格為1.53元/Wh，而獨立儲能項目EPC的平均中標價格為2.06元/Wh，因為后者單個項目規(guī)模大、工程復雜，同時包含升壓站、送出線路等更多施工內(nèi)容。

      租賃儲能附加成本：以山東政策為基準，儲能租賃價格為300元/kW·年（對應2h，折合150元/kWh·年），按照6.5%折現(xiàn)率和15年租賃期（對應儲能日歷壽命），租賃模式下新能源的儲能附加成本為1.41元/Wh，低于新能源自建配儲EPC平均中標價格?？紤]到租賃價格存在下調(diào)空間，租賃模式的附加成本可能會進一步下降。

n “新能源+儲能”經(jīng)濟性的關鍵在于新能源降本幅度大于配儲附加成本。

      自建儲能單位容量附加成本：按照10%/2h配儲政策要求、自建儲能附加成本1.53元/Wh測算，單瓦容量新能源配儲成本為0.31元/W。

       租賃儲能單位容量附加成本：按照10%/2h配儲政策要求、租賃儲能附加成本1.41元/Wh測算，單瓦容量新能源配儲成本為0.28元/W。

強制配儲政策退出需要獨立儲能不再依賴容量租賃收入，而是完全依靠市場化收入實現(xiàn)合理收益。以山東算例為基礎，先不考慮調(diào)頻等輔助服務收入，反算了獨立儲能在不依賴容量租賃收入情況下實現(xiàn)合理收益（假設為6.5%）所需滿足的單位投資，主要考慮容量補償收入、容量補償電價兩個因素影響；接著考慮在峰谷容量補償電價下，輔助服務收入變化對單位投資要求的影響。值得說明的是，山東現(xiàn)貨市場收入風險并未在下述算例中考慮。

      容量補償收入的影響：由于山東儲能容量補償標準僅為火電的1/6，若充電按固定容量補償電價（0.0991元/kWh），容量補償收入的貢獻可能不一定足以抵消充電時容量補償電價帶來的成本增加，有無容量補償對儲能的降本要求差別有限，要實現(xiàn)合理收益儲能單位投資需要降至1.172-1.175元/Wh。

      峰谷容量補償電價的影響：按照山東2022年11月印發(fā)《關于發(fā)布2023 年容量補償分時峰谷系數(shù)及執(zhí)行時段的公告》，容量補償電價區(qū)分峰谷系數(shù)，按照谷段系數(shù)0.3測算，充電容量補償電價下降可顯著改善儲能經(jīng)濟性，此時儲能實現(xiàn)合理收益的單位投資需要降至1.346元/Wh。

      輔助服務收入的靈敏度分析：誠然考慮輔助服務收入可顯著改善儲能經(jīng)濟性，輔助服務年收入從300萬元增加到1500萬元時，儲能實現(xiàn)6.50%資本金收益率對應的單位投資可由1.471元/Wh增至1.845元/Wh。需要指出的是，上述經(jīng)濟性測算是在儲能充分利用的情形下實現(xiàn)的，對儲能產(chǎn)品質(zhì)量和運營水平要求較高。