一、獨(dú)立儲(chǔ)能商業(yè)模式發(fā)展沿革
第一代：輸配電價(jià)模式：輔助服務(wù)+共享租金
江蘇省政策，由電網(wǎng)主導(dǎo)，起先以納入輸配電價(jià)為主要成本疏導(dǎo)方式，但后來受制于國家輸配電價(jià)監(jiān)審辦法，電化學(xué)儲(chǔ)能無法納入輸配電價(jià)。
第二代：輔助服務(wù)+共享租金
始于青海、湖南，改進(jìn)于山東，電力投資企業(yè)都可參與，儲(chǔ)能可參與輔助服務(wù)獲取收入，部分地區(qū)保障儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)的利用小時(shí)數(shù)和價(jià)格；共享儲(chǔ)能可獲取新能源企業(yè)租金收入，在電價(jià)方面明確了充放電電價(jià)相抵原則，明確充放電損耗部分電價(jià)。寧夏、浙江跟進(jìn)。
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(wù)和優(yōu)先發(fā)電量計(jì)劃不復(fù)存在，儲(chǔ)能可以賺取現(xiàn)貨市場套利收入，考慮給予儲(chǔ)能電源側(cè)容量電費(fèi)。
第四代：現(xiàn)貨市場+輔助服務(wù)+容量電價(jià)
不再依賴租金，主要收入包括現(xiàn)貨市場套利、輔助服務(wù)收入，可能還包括容量電價(jià)，預(yù)計(jì)以電源側(cè)容量電價(jià)為主，如頂峰容量電價(jià)、調(diào)峰容量電價(jià)等。
二、獨(dú)立儲(chǔ)能盈利模式
1.現(xiàn)有政策場景下獨(dú)立儲(chǔ)能盈利模式。
作為共享經(jīng)濟(jì)的衍生，共享儲(chǔ)能價(jià)值是獨(dú)立儲(chǔ)能運(yùn)營的核心。在輔助服務(wù)市場建設(shè)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(chǔ)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(dú)立儲(chǔ)能購買所需儲(chǔ)能容量，或由電網(wǎng)協(xié)調(diào)各方需求，統(tǒng)一調(diào)度獨(dú)立儲(chǔ)能的方式，實(shí)現(xiàn)獨(dú)立儲(chǔ)能對儲(chǔ)能需求主體的精準(zhǔn)服務(wù)與儲(chǔ)能價(jià)值的有效共享。共享儲(chǔ)能是當(dāng)前獨(dú)立儲(chǔ)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(chǔ)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(guān)于完善能源綠色低碳轉(zhuǎn)型體制機(jī)制和政策措施的意見》力推“新能源+儲(chǔ)能”。新能源鼓勵(lì)或強(qiáng)制配置儲(chǔ)能的政策已經(jīng)成為儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的動(dòng)力。截至目前，我國已有20多個(gè)省份發(fā)布新能源配儲(chǔ)政策，要求比例5%-20%，時(shí)長1-2小時(shí)。各省強(qiáng)制要求新能源配置儲(chǔ)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(chǔ)能容量長期租賃服務(wù)，以此來滿足新建新能源電站配置儲(chǔ)能的硬性要求。同時(shí)，為用戶提供儲(chǔ)能容量短期租賃服務(wù)，方便用戶試用儲(chǔ)能，體驗(yàn)儲(chǔ)能效益，為其配置或長期租賃儲(chǔ)能提供決策支撐。
容量共享模式下獨(dú)立儲(chǔ)能的收益包括容量租賃收入和電量補(bǔ)償收入兩部分。容量租賃收入是將儲(chǔ)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(bǔ)儲(chǔ)能容量成本，即儲(chǔ)能電站固定成本，包括折舊費(fèi)用及運(yùn)維費(fèi)用；電量補(bǔ)償收入則是獨(dú)立儲(chǔ)能根據(jù)容量承租方的需求運(yùn)行，承租方需按約定價(jià)格或輔助服務(wù)市場價(jià)格，向獨(dú)立儲(chǔ)能支付電量補(bǔ)償，彌補(bǔ)儲(chǔ)能電站變動(dòng)成本。在容量共享模式下，儲(chǔ)能容量承租方與獨(dú)立儲(chǔ)能可實(shí)現(xiàn)共贏。一方面，承租方可節(jié)省儲(chǔ)能的相關(guān)建設(shè)與運(yùn)維成本；另一方面，容量租賃收益將保障儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)能利用需求，進(jìn)行源網(wǎng)荷儲(chǔ)協(xié)調(diào)優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)獨(dú)立儲(chǔ)能調(diào)節(jié)能力的充分利用。
? 調(diào)節(jié)能力共享模式下，獨(dú)立儲(chǔ)能主要收益來源包括容量電價(jià)與輔助服務(wù)補(bǔ)償?！蛾P(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見》提出建立電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能電站容量電價(jià)機(jī)制。因此，根據(jù)政策要求，由電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度的獨(dú)立儲(chǔ)能可依據(jù)其可提供服務(wù)的儲(chǔ)能容量，獲得容量電價(jià)收益。在此基礎(chǔ)上，獨(dú)立儲(chǔ)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(wù)，可依據(jù)提供的輔助服務(wù)類型、輔助服務(wù)價(jià)格及其在輔助服務(wù)中的實(shí)際貢獻(xiàn)，獲取補(bǔ)償收益：調(diào)峰輔助服務(wù)主要根據(jù)充放電價(jià)格及電量對儲(chǔ)能進(jìn)行補(bǔ)償；調(diào)頻輔助服務(wù)一般通過兩部制補(bǔ)償機(jī)制對儲(chǔ)能進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性補(bǔ)償，分別是調(diào)頻里程補(bǔ)償和容量補(bǔ)償。此外，2021年12月，國家能源局修訂發(fā)布的《電力輔助服務(wù)管理辦法》中引入轉(zhuǎn)動(dòng)慣量、爬坡、穩(wěn)定切機(jī)服務(wù)、穩(wěn)定切負(fù)荷服務(wù)等輔助服務(wù)新品種，儲(chǔ)能的潛在收益來源進(jìn)一步豐富。
2.未來政策場景下的獨(dú)立儲(chǔ)能盈利模式。
《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見》明確新型儲(chǔ)能獨(dú)立市場主體地位。未來，隨著電力市場機(jī)制的健全，獨(dú)立儲(chǔ)能將通過市場機(jī)制實(shí)現(xiàn)價(jià)值共享，形成新的盈利模式，共享經(jīng)濟(jì)的思想也將貫穿于儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)，如參與輔助服務(wù)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(dú)立參與輔助服務(wù)市場獲取補(bǔ)償。隨著輔助服務(wù)市場的健全，獨(dú)立儲(chǔ)能可以憑借獨(dú)立市場主體的身份參與輔助服務(wù)市場，通過市場交易向具有儲(chǔ)能利用需求的主體提供服務(wù)，獲取相應(yīng)的輔助服務(wù)補(bǔ)償。
其次，參與現(xiàn)貨市場獲取電量收益。未來，獨(dú)立儲(chǔ)能可作為市場主體，在現(xiàn)貨市場中進(jìn)行競價(jià)交易，通過低價(jià)購入、高價(jià)賣出獲取可觀的收益。參考國外的現(xiàn)貨市場建設(shè)經(jīng)驗(yàn)，獨(dú)立儲(chǔ)能可通過兩種方式參與：一是提交價(jià)格投標(biāo)、單日的初始荷電狀態(tài)和期望達(dá)到的末尾荷電狀態(tài)，由調(diào)度機(jī)構(gòu)統(tǒng)一調(diào)度規(guī)劃；二是以市場價(jià)格接受者的身份通過提交自調(diào)度計(jì)劃參與市場。
最后，參與碳交易市場獲取碳減排收益。未來，獨(dú)立儲(chǔ)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(guān)收益。
三、山東獨(dú)立儲(chǔ)能支持政策
山東于2022年9月初發(fā)布《關(guān)于促進(jìn)我省新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)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(chǔ)能政策機(jī)制，尤其是收益模式。以100MW/200MWh項(xiàng)目為例，假設(shè)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(chǔ)能發(fā)展同樣處于政策探索期，實(shí)際收益仍存較多風(fēng)險(xiǎn)。
現(xiàn)貨套利收益：平均兩小時(shí)最高電價(jià)約0.7元/kWh，平均最低電價(jià)是約0.1元/kWh左右，承擔(dān)容量電價(jià)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(yùn)行330天的條件下，年收入達(dá)2480萬元。由于現(xiàn)貨價(jià)格實(shí)時(shí)波動(dòng)且存在預(yù)測偏差，該收入存在較大不確定風(fēng)險(xiǎn)。
容量租賃收入：按300元/kW年租賃價(jià)格，若出租率為80%，則年收入2400萬元。
容量補(bǔ)償收入：按2倍標(biāo)準(zhǔn)補(bǔ)償為600萬元。
四、山東獨(dú)立儲(chǔ)能趨勢分析
第三方建設(shè)共享儲(chǔ)能的租賃收入面臨較高不確定性，投資可能存較大風(fēng)險(xiǎn)。以山東為例，容量租賃收入占據(jù)儲(chǔ)能總收入的43.8%，其中出租率和租賃價(jià)格面臨較大不確定性，可能將給第三方投建共享儲(chǔ)能帶來較高風(fēng)險(xiǎn)。我們認(rèn)為，如果獨(dú)立儲(chǔ)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(chǔ)能模式都會(huì)受到諸多限制。
發(fā)電集團(tuán)內(nèi)部共享的獨(dú)立儲(chǔ)能是阻力最小共享儲(chǔ)能發(fā)展路徑，預(yù)計(jì)將成為國內(nèi)獨(dú)立儲(chǔ)能發(fā)展的主流。我們認(rèn)為，新能源項(xiàng)目使用所屬同一集團(tuán)及其控股企業(yè)在省內(nèi)建設(shè)的大型獨(dú)立儲(chǔ)能可規(guī)避第三方儲(chǔ)能的租賃收入風(fēng)險(xiǎn)，是當(dāng)前新能源配建儲(chǔ)能租賃最小路徑。山東于2022年9月初發(fā)布《山東省風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目并網(wǎng)保障指導(dǎo)意見（試行）》也將該類儲(chǔ)能作為更為優(yōu)先支持的儲(chǔ)能模式，而共享租賃反而放置最后。
新能源企業(yè)租賃儲(chǔ)能成本低于自建，且租賃費(fèi)用存在進(jìn)一步下降空間。
自建儲(chǔ)能附加成本：據(jù)儲(chǔ)能與電力市場統(tǒng)計(jì)的2022年9月儲(chǔ)能項(xiàng)目數(shù)據(jù)，新能源配儲(chǔ)項(xiàng)目EPC的平均中標(biāo)價(jià)格為1.53元/Wh，而獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目EPC的平均中標(biāo)價(jià)格為2.06元/Wh，因?yàn)楹笳邌蝹€(gè)項(xiàng)目規(guī)模大、工程復(fù)雜，同時(shí)包含升壓站、送出線路等更多施工內(nèi)容。
租賃儲(chǔ)能附加成本：以山東政策為基準(zhǔn)，儲(chǔ)能租賃價(jià)格為300元/kW·年（對應(yīng)2h，折合150元/kWh·年），按照6.5%折現(xiàn)率和15年租賃期（對應(yīng)儲(chǔ)能日歷壽命），租賃模式下新能源的儲(chǔ)能附加成本為1.41元/Wh，低于新能源自建配儲(chǔ)EPC平均中標(biāo)價(jià)格?？紤]到租賃價(jià)格存在下調(diào)空間，租賃模式的附加成本可能會(huì)進(jìn)一步下降。
n “新能源+儲(chǔ)能”經(jīng)濟(jì)性的關(guān)鍵在于新能源降本幅度大于配儲(chǔ)附加成本。
自建儲(chǔ)能單位容量附加成本：按照10%/2h配儲(chǔ)政策要求、自建儲(chǔ)能附加成本1.53元/Wh測算，單瓦容量新能源配儲(chǔ)成本為0.31元/W。
租賃儲(chǔ)能單位容量附加成本：按照10%/2h配儲(chǔ)政策要求、租賃儲(chǔ)能附加成本1.41元/Wh測算，單瓦容量新能源配儲(chǔ)成本為0.28元/W。
強(qiáng)制配儲(chǔ)政策退出需要獨(dú)立儲(chǔ)能不再依賴容量租賃收入，而是完全依靠市場化收入實(shí)現(xiàn)合理收益。以山東算例為基礎(chǔ)，先不考慮調(diào)頻等輔助服務(wù)收入，反算了獨(dú)立儲(chǔ)能在不依賴容量租賃收入情況下實(shí)現(xiàn)合理收益（假設(shè)為6.5%）所需滿足的單位投資，主要考慮容量補(bǔ)償收入、容量補(bǔ)償電價(jià)兩個(gè)因素影響；接著考慮在峰谷容量補(bǔ)償電價(jià)下，輔助服務(wù)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(fēng)險(xiǎn)并未在下述算例中考慮。
容量補(bǔ)償收入的影響：由于山東儲(chǔ)能容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)僅為火電的1/6，若充電按固定容量補(bǔ)償電價(jià)（0.0991元/kWh），容量補(bǔ)償收入的貢獻(xiàn)可能不一定足以抵消充電時(shí)容量補(bǔ)償電價(jià)帶來的成本增加，有無容量補(bǔ)償對儲(chǔ)能的降本要求差別有限，要實(shí)現(xiàn)合理收益儲(chǔ)能單位投資需要降至1.172-1.175元/Wh。
峰谷容量補(bǔ)償電價(jià)的影響：按照山東2022年11月印發(fā)《關(guān)于發(fā)布2023 年容量補(bǔ)償分時(shí)峰谷系數(shù)及執(zhí)行時(shí)段的公告》，容量補(bǔ)償電價(jià)區(qū)分峰谷系數(shù)，按照谷段系數(shù)0.3測算，充電容量補(bǔ)償電價(jià)下降可顯著改善儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性，此時(shí)儲(chǔ)能實(shí)現(xiàn)合理收益的單位投資需要降至1.346元/Wh。
輔助服務(wù)收入的靈敏度分析：誠然考慮輔助服務(wù)收入可顯著改善儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性，輔助服務(wù)年收入從300萬元增加到1500萬元時(shí)，儲(chǔ)能實(shí)現(xiàn)6.50%資本金收益率對應(yīng)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(jì)性測算是在儲(chǔ)能充分利用的情形下實(shí)現(xiàn)的，對儲(chǔ)能產(chǎn)品質(zhì)量和運(yùn)營水平要求較高。
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