中國儲能網(wǎng)訊：
一、核心結(jié)論
我國獨立儲能電站的收益方式包括電力現(xiàn)貨/中長期市場交易、容量租賃、容量補償和輔助服務(wù)市場。在絕大多數(shù)未開展電力現(xiàn)貨市場的省份，獨立儲能電站多為容量租賃+輔助服務(wù)的模式，主要依賴容量租賃，容量補償僅存在于少數(shù)省份；而對于山東這類電力現(xiàn)貨市場的先驅(qū)省份，則采用容量租賃+現(xiàn)貨市場+容量補償?shù)哪Ｊ健?
收益模式、建設(shè)成本與電芯使用壽命是決定獨立儲能電站項目收益的核心因素。據(jù)測算，一座100MW/400MWh的30年獨立儲能電站在電芯使用壽命為10年的前提下，當度電綜合收益在0.6元/度以上、建設(shè)成本在0.6元/Wh以下時，獨立儲能電站能夠保持15%以上的資本金內(nèi)部收益率，二者每單位變化0.1元，相應(yīng)的資本金內(nèi)部收益率將變化8%左右，影響較大。
當前難點與堵點主要集中在輔助調(diào)峰、容量租賃、容量補償?shù)仁找鎭碓创嬖陂L周期不確定性，對地方政策及電網(wǎng)調(diào)度的依賴性較高，對電力現(xiàn)貨市場的探索有待加快。同時，電力現(xiàn)貨市場真正形成后的電價差暫時未知，每個地區(qū)每個時間段的真實電力供需情況各不相同。就當前已開放電力現(xiàn)貨市場的地區(qū)來看，度電差價在0.2-0.5元附近，距離0.7元/度的理論盈利基準上尚一定差距。此外，電芯的使用壽命也有待時間驗證，電芯成本占到全項目的40%-50%，若按當前理想的每十年更換一次儲能電芯，當年增加的建設(shè)成本需要以往多年的盈利現(xiàn)金流來覆蓋，這將直接影響項目整體收益率。
面對未來，相信短期內(nèi)電池的運行壽命能夠得到拉長，疊加對電力現(xiàn)貨市場的探索加深，獨立儲能項目的收益率能夠得到提升，新型儲能裝機真正實現(xiàn)經(jīng)濟性驅(qū)動。
二、獨立儲能電站收益測算
1.收益模式
獨立儲能電站作為電力系統(tǒng)中的重要部分，擁有多樣化的盈利模式，以適應(yīng)不同的市場環(huán)境和滿足各類能源需求。其主要收益方式包括電力現(xiàn)貨/中長期市場交易、容量租賃、容量補償和輔助服務(wù)市場。
容量租賃是當前絕大多數(shù)省份獨立儲能電站的主要收入來源之一，受益于2020年以來快速推進的風光建設(shè)需要10%-20%的強制配儲。受成本端的影響，風光電站投資者更多的采取租用獨立儲能電站的模式，租賃費用一般為200元/KW/年。理論上一座100MW的獨立儲能電站的年收益為2000萬元，但受到實際租用率、租用價格和租用年數(shù)的影響，難以長期保證。
現(xiàn)貨電能量市場是儲能電站收益的最終模式，當前僅山東、山西、廣東、蒙西、甘肅這五個地區(qū)實現(xiàn)了長周期連續(xù)結(jié)算試運行。根據(jù)蘭木達Lambda的數(shù)據(jù)，2023年山東省電力現(xiàn)貨市場的年平均價差約為0.36元/度，僅低于蒙西地區(qū)。除了這些地區(qū)之外，多數(shù)省份采用傳統(tǒng)的中長期市場分時電價模式，獨立儲能電站能夠從中實現(xiàn)峰谷套利。該模式紙面收益較高，但實際上網(wǎng)電價及電量調(diào)度并不由自己決定，僅峰谷套利而非自用情況下的自主性較低。
容量補償是少數(shù)省份給予獨立儲能電站的一種補貼形式，各省份情況有所不同。就山東省而言，一座100MW/200MWh的獨立儲能電站的年收入約為1000萬元。
輔助服務(wù)市場包括輔助調(diào)峰、一次調(diào)頻、二次調(diào)頻、備用電力等等，與現(xiàn)貨市場不同時進行。
總體而言，在絕大多數(shù)未開展電力現(xiàn)貨市場的省份，獨立儲能電站多為容量租賃+輔助服務(wù)的模式，江蘇則增加了迎峰度夏度冬的調(diào)用補貼；而對于山東這類電力現(xiàn)貨市場的先驅(qū)省份，則采用容量租賃+現(xiàn)貨市場+容量補償?shù)哪Ｊ健?
2.建設(shè)成本
成本方面，隨著碳酸鋰價格的不斷走低，今年年內(nèi)儲能系統(tǒng)價格存在20%的下跌。
根據(jù)儲能產(chǎn)業(yè)網(wǎng)的數(shù)據(jù)，7月儲能系統(tǒng)EPC均價為1元/Wh。其中，4h儲能系統(tǒng)EPC中標均價為0.66元/Wh；2h儲能系統(tǒng)EPC中標均價為0.96元/Wh；1h儲能系統(tǒng)EPC中標項目只有1個，單價為1.608元/Wh。
3.使用壽命
與光伏電站不同，獨立儲能電站在30年的全生命周期中可能涉及到多次的電芯替換，這將產(chǎn)生較大的資本支出。根據(jù)集邦咨詢的數(shù)據(jù)，7月儲能型方形磷酸鐵鋰電芯的價格為0.38元/Wh，預(yù)計今年價格將維持在0.35-0.38元/Wh。若按4h儲能系統(tǒng)EPC價格來計算，電芯的價格將占到初期建設(shè)成本的一半。
因此，儲能電芯的使用壽命是需要關(guān)注的重點。
儲能系統(tǒng)按照儲能時長可分為容量型、能量型、功率型和備用型。容量型通常要求儲能時長不低于4小時，適用于削峰填谷或離網(wǎng)儲能等容量型儲能場景；容量型的儲能時長一般在1到2小時之間，可以提供調(diào)峰調(diào)頻和緊急備用等多重功能，滿足復(fù)合儲能場景的需求；功率型的儲能時長較短，一般在15至30分鐘，主要應(yīng)用于輔助AGC調(diào)頻或平滑間歇性電源功率波動等功率型儲能場景；備用型主要用于電網(wǎng)突然斷電或電壓跌落時提供緊急電力，儲能時長一般不低于15分鐘，適用于數(shù)據(jù)中心和通訊基站等備用電源場景。
一般意義上的新型儲能討論的是4小時以上和1-2小時的儲能系統(tǒng)，二者對使用壽命的指標有所不同。
短時間的儲能系統(tǒng)更看重循環(huán)壽命，循環(huán)壽命指的是電池可以進行充放電的次數(shù)，直到其性能下降到某個特定水平（通常為初始性能的80%）。根據(jù)南網(wǎng)儲能24年3月的投資者交流信息，其目前采購的磷酸鐵鋰電池單體均要求使用壽命循環(huán)次數(shù)不小于6000次。若按兩充兩放計算，約可使用10-15年。
長時間的儲能系統(tǒng)則更看重日歷壽命，日歷壽命是指電池在非頻繁使用或間歇使用期間的壽命。即使電池不經(jīng)常被充放電，隨著時間的推移，電池性能也會逐漸衰減。23年底的一篇論文《鋰金屬電池的日歷壽命：加速老化和失效分析》表明，鋰金屬電池在中等老化條件下（開路電壓、70% SOC、25°C 和 10 psi）的日歷壽命預(yù)測可達31個月到13.6年。該論文數(shù)據(jù)的鋰電池日歷壽命的中間值為7.5年。
由于新型儲能的發(fā)展剛剛開始，對儲能電芯的實際壽命還沒有大容量的樣本統(tǒng)計，這里我們假定一座100MW的4小時儲能系統(tǒng)的使用壽命為10年，年衰減率為2.40%，分別應(yīng)于第0年/第10年/第20年進行電芯更換。
4.假設(shè)與測算
面對未來，我們對一座100MW/400MWh的獨立儲能電站進行30年生命全周期的收益測算。
收益方面，根據(jù)五礦證券的數(shù)據(jù)，以當前山東省為例，現(xiàn)貨市場收益約0.35元/度、容量租賃約0.1元/度、容量補償約0.08元/度，綜合度電收益約為0.5元/度以上。建設(shè)成本方面，根據(jù)儲能產(chǎn)業(yè)網(wǎng)和集邦咨詢的數(shù)據(jù)，我們假定4小時儲能系統(tǒng)EPC的價格為0.7元/Wh，儲能電芯的價格為0.35元/Wh，儲能電芯的價格以每年2%的幅度下降。使用壽命方面，我們假定4小時儲能系統(tǒng)的使用壽命為10年，年衰減率為2.40%。
基礎(chǔ)信息方面，假設(shè)單次充放電深度為90%，系統(tǒng)循環(huán)效率為90%，年循環(huán)次數(shù)暫按200次，年運維費用比例為初始建設(shè)投資的2%，貸款比例為70%，貸款利率為3.5%，根據(jù)以上假設(shè)條件進行測算。
經(jīng)計算，該100MW/400MWh獨立儲能電站的資本金內(nèi)部收益率為4.94%，項目凈現(xiàn)金NPV為-1082萬元，項目投資為負，不具備經(jīng)濟可行性。實際項目方面，南網(wǎng)儲能24年3月投資者交流的信息顯示，“公司目前投運的新型儲能站都是示范項目，項目資本金內(nèi)部收益率約為5%，收益穩(wěn)定”。
該模型僅為初步簡易測算，稅收優(yōu)惠、充電成本、運維費用、當年電芯成本等諸多方面未完全考慮，此處僅做核心影響因子判斷。實際上，該模型與設(shè)置的幾個參數(shù)有極大關(guān)系，主要包括度電綜合收益、建設(shè)成本和使用壽命。
根據(jù)敏感度測算，在電芯使用壽命為10年的前提下，當度電綜合收益在0.6元/度以上、建設(shè)成本在0.6元/Wh以下時，獨立儲能電站能夠保持15%以上的資本金內(nèi)部收益率，二者每單位變化0.1元，相應(yīng)的資本金內(nèi)部收益率將變化8%左右，影響較大。
三、當前難點與堵點
1.電力現(xiàn)貨市場未全國開放，輔助調(diào)峰等收益存在變化可能
根據(jù)蘭木達Lambda的數(shù)據(jù)，山東、山西、廣東、蒙西、甘肅這五個電力現(xiàn)貨市場長周期連續(xù)結(jié)算的地區(qū)中，年均度電價差約為0.2-0.5元/度，遠低于峰谷電價差距。多數(shù)省份的獨立儲能電站收益需要依靠輔助服務(wù)（主要是調(diào)峰）、容量租賃和容量補償。
容量租賃受到風光建設(shè)的影響，隨著未來儲能電站的增多和新能源自身配儲，該部分收益難以長期保證。據(jù)了解，當前該部分收益已降至150元/KW/年左右，并且，是否100%出租以及合約年數(shù)也存在不確定性。
容量補償當前僅在少數(shù)省份執(zhí)行，是當?shù)卣畬π滦蛢δ艿难a貼政策，短期有效性較強。例如，今年6月，江蘇省出臺了針對新型儲能項目的容量補貼政策，在2023年至2024年期間，對于與電力調(diào)度機構(gòu)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議的獨立新型儲能項目，在迎峰度夏（冬）期間（1月、7-8月、12月），依據(jù)其放電上網(wǎng)電量給予補貼，補貼標準為0.3元/千瓦時。2025年至2026年1月，補貼標準退坡至0.25元/千瓦時。按照此次政策，每年有4個月可享受0.3元/度的調(diào)度補貼，簡單折算年均收益可提升0.1元/度，對資本金收益率提升明顯。根據(jù)中國化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應(yīng)用分會(CESA)的數(shù)據(jù)，今年上半年江蘇省新型儲能裝機超過5000MWh，占全國17.02%，居全國首位。但是，補貼政策僅為短期的鼓勵性措施，無法長期執(zhí)行，可類比此前光伏發(fā)電10年代保價保量的上網(wǎng)電價，持續(xù)性較低。
輔助調(diào)峰或者上述江蘇地區(qū)迎峰度夏度冬調(diào)用補貼本質(zhì)都是獨立儲能電站進行峰谷套利的路徑之一，總體而言，其對政策及電網(wǎng)調(diào)度的依賴性較強，雖然當前效果明顯，但長周期維度上依然存在不確定性，缺乏自主可控性，投資意愿較弱，以上種種因素導(dǎo)致當前對電力現(xiàn)貨市場的關(guān)注度越來越高。
2.電站生命周期較長，現(xiàn)貨市場真正形成后的電價差未知
現(xiàn)貨市場可以說是能源轉(zhuǎn)型背景下電力交易的最終形態(tài)，但是，電力現(xiàn)貨市場真正形成后的電價將如何演繹？每個時間段每個地區(qū)真實的電力供需情況如何？每年風光發(fā)電、獨立儲能、工商儲等新生事物的巨大增幅對現(xiàn)貨市場的影響如何？峰谷電價是否還能維持當前超過1.2元/度的高位還是甚至走向更高？這些問題在當前依然沒有明確答案，這或許也是我國表前儲能和工商儲今年裝機有所放緩的原因之一。
另一方面，獨立儲能電站的生命周期較長，一般在20-30年，長周期投資需要的是確定性較高的現(xiàn)金流。就當前蘭木達Lambda的數(shù)據(jù)，24年上半年各價區(qū)均價除蒙西價格上漲外，其他價區(qū)價格均下降，獨立儲能收益也比較一般。山東2024年上半年的獨立儲能年度累計度電收益為9.2萬元，屬于除蒙西外的最高水平，但年均價僅為0.276元/千瓦時，相較2023年全年平均的0.363元/千瓦時下降較多。
3.電芯成本占比較高，電池使用壽命有待時間驗證
此外，由于儲能電芯的成本占比較高，電池使用壽命決定的更換頻次也將直接影響儲能項目的收益率。
據(jù)了解，儲能電芯占電池包成本的70%左右，而電池包占據(jù)整個儲能系統(tǒng)的60%以上，總體電芯將占據(jù)儲能項目初期投資的40%-50%，而這部分是需要周期更換的。此前的收益測算模型已經(jīng)可以看到，每十年更換一次儲能電芯，當年增加的建設(shè)成本需要以往多年的盈利現(xiàn)金流來覆蓋，這將直接影響項目整體收益率。
根據(jù)五礦證券的報告，“近兩年行業(yè)對于功率型儲能的日歷壽命預(yù)期是10年，但實際運行壽命平均不足3年，對于能量型儲能的日歷壽命預(yù)期是15年，但實際運行壽命平均不足8年”，實際運行壽命遠不及預(yù)期。但是，好在該問題僅為技術(shù)問題且當前各大企業(yè)開始對電池衰減率投入足夠重視，相信未來短期內(nèi)電池的運行壽命能夠得到拉長，疊加對電力現(xiàn)貨市場的探索加深，獨立儲能項目的收益率能夠得到提升，新型儲能裝機真正實現(xiàn)經(jīng)濟性驅(qū)動。
