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图1. 2021年各省投运的独立储能电站装机占比
未来随着电力市场规则逐渐完善,独立储能将充分体现其商业价值,成为储能投资者的首选方案。据中关村储能产业技术联盟统计,2021年,国内独立储能新增装机在新型储能市场中占比超过35%;2022年上半年,中国规划在建的独立储能电站为45.3GW/103.6GWh,在规划/在建新型储能中占比超过80%。中关村储能产业技术联盟预测未来5年独立储能年增装机规模平均可达7.2GW,市场发展潜力巨大。
图2. 中国规划在建独立储能电站规模(截至2022年6月)
独立储能的收益来源主要包括容量租赁收入、现货市场套利、辅助服务收入、容量补偿收入及其他收入。其中,容量租赁收入和辅助服务收入是最主要的收益来源。电力现货市场虽然是独立储能电站的重要潜在赢利点,但目前仅在山东省试运营。由于各省网架结构、新能源渗透率、电力负荷等电力属性不同,其对储能价值需求及迫切程度不同,造成政策支持力度及侧重点差异较大,因此,各省独立储能商业模式具有较强的区域属性,收益来源呈现多样化特点。如湖南省独立储能主要收益来源为容量租赁收入及辅助服务收入;山东省独立储能主要收益来源为容量租赁收入、现货市场套利、辅助服务收入及容量补偿收入。
表1:山东、湖南、广东、甘肃、宁夏和浙江六省份独立储能商业模式对比
当前独立储能行业尚处于发展初期,商业模式的成熟受到多方面因素的制约。
一是容量租赁缺乏落地机制,容量租赁收入存在一定不确定性。
二是现货市场处于建设初期,多数省份尚无法通过现货市场实现套利。
三是新版“两个细则”将独立储能纳入辅助服务市场主体,但多数省份政策尚待落地。
四是储能容量价值逐渐体现,但反映容量价值的规则需更深入的探索与实践。
五是收益来源较单一,通过参与市场实现多重价值难度较大。六是尚未建立完善的市场信息披露机制,市场规则透明度较低。
随着电力市场建设的不断推进,独立储能商业模式将逐渐成熟。从收益来源来看,未来独立储能容量价值及能量价值将得到充分体现。从投资主体来看,现有投资者以新能源“强配”储能政策带动的央国企新能源场站业主为主,随着独立储能收益模式逐渐清晰,项目经济性提高,未来独立储能电站的投资者也将会更加多元,有望从现在的新能源场站业主扩展到售电公司、负荷端企业及第三方投资者。从资金来源来看,市场需要深耕储能行业、具有产融协同能力的金融机构的支持,以有效解决独立储能项目不同阶段资金需求。
未来,在独立储能各个环节参与者的共同努力下,独立储能政策和市场机制将更加完善、投资主体更加多元、金融服务支持更加丰富、商业模式更加成熟,独立储能产业有望迎来长期健康发展,进而成为我国新型电力系统建设提供重要支撑作用。
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