1.0 什么是独立储能
独立储能电站一般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的项目。近年来国家与地方层面不断出台政策以鼓励独立储能项目参与到电力市场的交易中，极大程度推动了独立储能电站的投资热情与建设规模。据CNESA数据，2022年上半年中国独立储能电站的规划/在建规模为45.3GW，在所有规划/在建新型储能项目中占比超过80%。政策频繁出台，独立储能电站商业模式逐步清晰。为了解决发电侧储能项目收入单一问题，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。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”，明确了独立储能电站的市场主体地位，打开了盈利模式的可能性。并且为了建立健全长期可持续的储能电站盈利模式，政策也始终强调深化电力体制改革，推动储能参与电力市场交易。
储能电站的建设成本，也被称为系统成本，是指单位容量的储能系统的成本。主要由设备安装成本（含电池成本）和施工建造成本组成（未计及土地成本）。1）储能设备包括储能电池、电池管理系统、储能逆变器和配电系统等，这些设备的购置费用构成设备安装成本。电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能逆变器（PCS）以及其他电气设备构成。2）施工建造成本主要包括建筑工程费、安装工程费和设备设施设计、调试等费用。按照共享储能电站EPC工程建设成本2元/Wh计算，一座100MW/200MWh的项目成本达到4亿元。独立储能电站参与辅助市场服务是未来发展方向，但受限于各省市电力系统的差异，细则仍需进一步完善。目前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。现在储能项目运行的主要盈利模式是利用电网制定的峰谷时间段上网电价的不同进行套利。现有电网市场化运作的情况是要求各发电企业每15分钟进行一次报价，在用电需求高峰期，电网为充分调动电力企业的发电积极性，报价会逐渐升高。因此独立储能电站可通过在低电价的谷时进行充能，在高电价的峰时进行放电，从而赚取电价差。以电力市场化程度较高的山东省为例，年均峰谷电价差可达到0.5元/kW·h。一座100MW/200MWh的独立储能电站，若按照全年运行300天，每天一充一放2小时，并考虑到85%的充放电效率，年度峰谷电价差套利可达到2550万元。调频调峰收益是指电网涉及的发电侧以及用电侧的所有用户，在提供基础的负荷调整之外，为保证电网的稳定额外提供的调频调峰服务，该服务在基础电价之上会根据调整的幅度、时间、涉及到的电量进行测算和补偿，也是各电力市场参与主体获得额外收益的主要手段之一。这种模式适用于未开展电力现货市场的区域，调峰的补偿定价落于0.15-0.8元/kWh，而响应AGC调频的收益则会按照调频里程给予0-15元/MW的补偿费用，各省市标准不同。容量补偿是指在政府相关主管部门指导下，通过对单位容量补偿标准和各发电机组可补偿容量的核算，实现对发电容量成本的合理补偿。目前山东已率先展开尝试，在山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）。一座100MW/200MWh的独立储能电站，一年容量补偿收入为600-800万。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，新能源发电端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，并满足政策对于10-20%的配储比例要求。目前除河南省外，其他省的容量租赁费用尚无统一标准，会根据项目可以获得的市场化收益（如调峰辅助服务），在满足项目投资收益需求的情况下，进行倒算的结果。目前山东省内可按300元/kWh/年来计算，即一座100MW/200MWh的独立储能电站，每年的容量租赁费用可达到3000万元。我们按照一座100MW/200MWh的独立储能电站，EPC工程建设成本为2元/Wh计算，初始项目投入为4亿元，整体使用寿命为16年，电池组预计使用寿命8年，在第8 年时进行更换，成本为1元/Wh，即更换费用为2亿元。储能电站每年运营费用则按照初始投资额的2%计算，即800万元/年。收入端则以山东省收益模式为例：电力现货市场交易收入2550万元/年+容量租赁收入3000万元/年+容量补偿收入600万元/年，则每年的收入为6150万元。根据此现金流计算，一座100MW/200MWh的独立储能电站在其16年使用寿命周期中，IRR为6.6%。
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