1、储能独立电站获利四大收益分析详解（附项目案例）一、参与电力市场现货交易获取价差套利收入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。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
2、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。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900T,OOO万元。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。二、容量补偿收入容量市场是电力市场
3、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。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48o山东省规定，在容量市场运行前，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0.099
4、1元（含税）。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100MW200MWh）,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IoMW2h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。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
5、市场提供经验。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。三、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。但是，在实际运行中，租赁费用为250350元kW年（如山
6、东、陕西、湖南等地），一座IOoMW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。四、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。锂电储能的度电成本约0.60.8元/11此，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
7、现。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0T5元/MW,而目前储能调频里程成本约6.349.08元/M肌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、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
8、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。13I100MW/200MWh独立储能电站收益示例收益渠道内容特点收入电力现货交易独立储能电站在电力现货市场进行购电及售电，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。获取电力价差套利收入。按现货价差约0.5元/kWh,以每天一次充放电循环，充放电效率85%,全年运行330天计算，全年电力现货市场电价套利收入约2,000万。容扑偿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的充裕性。使发电机组能够获得电能市场和辅助服务市场以外的稳定收入。目前我国还没有全国范围内的容市场，山东、青海等部分区域在试点储能电站
9、的容量电价收入。按照容量获得容量电价，保证盈利并储备备用机组，收入为600-800万。容量租赁为风电、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。容租赁可视同新能源配储额，是独立储能电站建设方稳定的收入来源。租给新能源电站配储入网收入3,000-3,300万。辅助服务包括调峰、调频等。各省对于调峰和调频的补偿金额不同，主要按调峰电量给予充电补偿，价格从0.15元/kWh到0.8元/kWh不等。按照500小时调峰数，0.5元/kWh的价格测算，一年的调峰收入2,500万元左右。资料来源：江苏省储能行业协会、储能与电力市场,索比光伏网、北极星电力网、毕马威分析注：100MW/20
10、0MWh独立储能电站收益是山东电力工程咨询院根据模型健算能够盈利需要的收入。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。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14I部分省份独立储能电站收益模式独立储能电站收益模式推广程度无电力现货交易地区调峰补偿全国普遍推广调峰补偿+容量租赁湖南、宁夏等电力现货交易+调频补偿山西推进中含电力现货交易地区电力现货交
11、易+容量租赁+容量补偿山东推进中电力现货交易+容量租赁+辅助服务+容量市场待落地资料来源：储能与电力市场，既星电力网，毕马威分析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
12、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。独立储能电站案例案例一、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IOoMW/200MWh锂电池储能电站（目前储能电站装机量普遍为IOoMW/200MWh）为例进行分析。鼠P成湘锂电池储能电站的装机容量10（三200MWh,配备5MW10MWh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
13、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kTV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
14、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。案例二、青海省闵行独立储能电站项目简充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，项目一期装机容量32MW64MWh,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。项目成湘项目没有披露成本，参考储能电站装机容量IoOMW/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
15、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15I2021年7月-2022年8月闵行储能电站收益情况电（MWh）单价（元/ICWh）收益（万元）电充电16065应收电网结算价0.2034应收电网结算收入279放电电13667应收补贴结算单价0.4990应收补贴收入681充放电效率85%放电平均单价0.7024储能电站总收入960资料来源：储能与电力市场，毕马威分析注：681万元的补贴收入是储能电站和新能源场站业主共享。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。
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