其中电网侧占64%,达8.4GW/19.0GWh,均为独立储能。用户侧工商业占比98%。独立储能占比超60%,商业模式广受市场认可,大势所趋。工商业主导用户侧项目,未来增量可期。 EPC均价长期维持1.8元/Wh以上高位,9月更突破2元/Wh,价格上行,储能产业链盈利空间持续提升。经济性推动独立储能单价提升。据统计,7-9月独立储能均价为1.90、2.04、1.98元/Wh,高于同期新能源强制配储均价约0.3-0.4元/Wh,为产业链打开盈利空间。 独立储能指的是独立储能电站,其独立性体现在可以以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议,不受位置限制。 独立储能收益模式大致可分为如下四种:共享租赁、现货套利、辅助服务、容量电价。 用户可以在服务时限内享有储能充放电权力来满足自身供能需求,无需自主建设储能电站,大幅减低原始资金投入,充分考虑储能建设的成本和合理收益。 图:共享储能使新能源业主免于一次性资本开支 图片来源:中信建投 图:共享储能集中调度管理 图片来源:中信建投 对共享储能投资商而言,容量租赁费用是稳定的收入来源,国内一般在250-350元/kW/年之间,对于一座100MW的共享储能电站而言,容量租赁费用可达2500-3500万元/年。 图:现货市场分日前、实时(平衡)两个市场 图片来源:中信建投 以最低价差的4月4日为例,最高电价出现在6、18、24时的三个时间点附近,而光伏出力高峰的9~15时之间,大约维持在-80元/MWh。这意味着四月份最低价差的4月4日,独立储能电站在光伏出力高峰(9~15时)储存电力,在17~19时之间释放电力,可以获得超300元/MWh的收益。 2022年6月,国家能源局南方监管局印发南方区域新版《两个细则》,将独立储能电站作为新主体纳入南方区域“两个细则”管理,进一步提升独立储能补偿标准,完善独立储能盈利机制,提高了独立储能电站准入门槛。 目前,新型储能常见的辅助服务形式主要有调峰、调频(包括一次调频、二次调频)两类,具体收益额度各省不同,但调峰多为按调峰电量给予充电补偿,价格从0.15元/kWh(山东)到0.8元/kWh(宁夏)不等。而调频多为按调频里程基于补偿,根据机组(PCS)响应AGC调频指令的多少,补偿0.1-15元/MW的调频补偿。 但与抽蓄、火电不同的是,电化学电站建设便捷,调节性能优异,国家政策方向是将电化学储能尽可能推向电力市场去获利,容量电价仅为电化学储能收益“保底”手段。 独立(共享)储能从第一个项目落地青海以来,历经山东、山西、甘肃等省和国家层面的政策与实践探索,初步统计布局独立储能政策的省份已超过14个,收益模式各有不同,但不外乎共享租赁、现货套利、辅助服务、容量电价四类。我们可以看看山东和山西的收益模式。 目前山东独立储能电站享有共享租赁、现货套利和容量电价补偿三种收益模式。据山东电力工程咨询院数据,该模式下100MW/200MWh独立储能电站每年有望获得现货套利收益约2000万元、共享租赁收益约3000万元,以及容量电价收益约600万元。在总投资约4.5亿元,融资成本4.65%的基础上,项目有望实现资本金收益率8%以上。 图:山东独立储能支持政策变迁
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来自: yi_ran2008 > 《综合能源》