新型储能盈利能力与投资前景分析

现货套利，指的是在电力现货试点，独立储能电站利用分时价差，通过参与电力现货市场实现峰谷价差套利，既实现自身盈利，又实现新能源消纳。就目前试行的电力现货交易市场运行规则看，交易主体通过省级交易平台，在电力调度机构的安排下，经市场申报、信息发布等流程，在日前市场、日内市场、实时市场等主要辅助服务市场中实现市场出清。截至2022年底，全国共有17个省级（区域）电力市场启动了电力现货交易试点，而独立储能参与电力现货市场交易机制尚处于起步期。2022年，山东在全国率先推行独立储能参与现货交易，宁夏、湖南紧随其后。根据《山东省电力现货市场交易规则（试行）（2022年试行版V1.0）》，独立储能电站可以自主选择参与调频市场或者电能量市场。在电能量市场中，储能电站“报量不报价”，在满足电网安全稳定运行和新能源消纳的条件下优先出清。在调频市场，储能电站须与发电机组同台竞价。山东电力现货市场峰谷价差大，为独立储能电站创造更大盈利空间。山东已开始了储能参与现货市场的实践，2022年现货市场不间断结算试运行中，山东共有6家（共503MW）独立储能电站参与现货电能量市场交易。

容量电价补偿，即各地国网电力公司、电力交易中心等有关部门，按照容量补偿电价，定期向电力用户收取容量电费，并将一定比例的费用补偿给独立储能等市场机组。储能与备用火电在系统中的作用类似，利用小时有很大的不确定性，仅靠电量电价难以维持经济性，因此需要容量电价予以兜底。另一方面，与抽蓄、火电不同的是，新型储能电站建设便捷，调节性能优异，国家政策方向是将之尽可能推向电力市场去获利，因此容量电价仅为收益保底手段，对电站成本回收效果极小，往往不能作为项目的主要盈利模式。该机制目前主要在山东、青海等地试行。2022年6月30日，山东正式印发《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知》指出，要完善容量补偿机制。坚持新型储能市场化发展方向，推动独立储能电站积极参与电力现货交易，按月度可用容量给予适当容量补偿费用。随后，2022年8月31日，山东省发展改革委、山东省能源局、国家能源局山东监管办联合印发《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》，提出对参与电力现货市场的示范项目按2倍标准给予容量补偿，获得容量补偿收益。

就各地而言，以山东为代表的多个省份在独立储能的收益机制和商业模式上做出了许多有益探索。目前，山东独立储能电站有共享租赁、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，一个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。而放眼全国，独立储能盈利模式和盈利水平与各省电力市场建设进程、新能源配储政策等多因素有关，各省之间存在差异，项目经济性难以一概而论。

从市场前景来看，随着独立储能电站商业价值逐步显现，独立储能正在成为储能行业中的热点。据高工储能统计，2023年开年中标的储能项目主要为可再生能源储能、独立储能、海上风电储能等不同类型。其中独立储能数量高达12个，占比接近40%。预计共享租赁、现货交易、辅助服务、容量电价补偿等盈利模式将在全国独立储能电站渗透。随着电力市场改革进一步加速，独立储能对于电力中长期交易、现货、调峰、调频、备用等电能量及电力辅助服务市场的参与广度和深度都会有所提高，在此过程中，独立储能的价值也会得到更广泛的认可，进而推动储能项目投资建设进一步加速。业内分析认为，独立储能有望成为2023年储能行业发展的主要增长极。

案例

华自科技城步儒林储能电站是国内首个由社会资本主导投资的电网侧储能示范电站。根据湖南省的储能政策，2022年12月31日之前并网的电站按容量的1.5倍进行结算，2023年6月30日之前并网的电站按容量的1.3倍进行结算。电力辅助服务市场深度调峰价格在400元/MWh左右。假设储能电站出租率为100%，同时在已考虑充放深度的情况下，1年参与电力辅助调用330天，每天一次充放。

电力辅助服务收益方面，电网公司按照每次调用规模及调用次数，向储能电站支付费用，按照上述条件，预计一个规模100MW/200MWh的储能电站的电力辅助服务收入（含税）约为2640万元/年。

容量租赁收益方面，城步儒林储能电站项目一期的50MW/100MWh已于2022年初投入运营，已建成的储能服务规模全部出租给新能源发电公司，根据相关合同，共计获得含税收入为2240万元/年。以上述已签署的合同为测算依据，预计一个规模100MW/200MWh的储能电站的储能配套服务收入（含税）为4480万元/年。

综上，测算出的储能电站总体收益如下：

城步儒林项目收益测算表

公司自持储能电站全生命周期收益测算表

2022年11月公司《向特定对象发行A股股票募集说明书》中的数据显示，城步儒林项目已建成并投入运营的一期工程50MW/100MWh规格，在2022年5月中至6月末连续的51天中（含未被调用的时间），共被累计调用深度调峰调用服务4595.69MWh，产生电力辅助费用111.79万元，平均单价为243.26元/MWh。预计在正式成为试点项目后，将增加调用服务费209.92元/MWh。

来源：中信证券

青海格尔木美满闵行储能电站是国内首座第三方投资建设的独立储能电站，项目一期装机容量32MW/64MWh，2020年11月投运。电站由上海电气国轩新能源科技有限公司提供磷酸铁锂电池储能系统，上海电气新能源公司做EPC总包。储能电站接入至青海当地电网，能够有效解决周边地区新能源场站弃光、弃风问题。

该项目没有披露成本，参考储能电站装机容量100MW/200MWh成本为4.5亿元、年支出约5000万元，该项目总成本至少上亿元、年支出超千万元。项目收益来自两部分。一是作为调峰资源提供商，收取电网侧调峰收入，一年的调峰收入约279万元。二是和新能源场站业主分享对电站的补贴收入，一年的补贴收入共681万元，储能电站分享其中一部分。

2021年7月—2022年8月格尔木美满闵行储能电站收益情况

注：681万元的补贴收入是储能电站和新能源场站业主共享。

从格尔木美满闵行储能电站的收入和支出看，目前电站的收入不足以支撑每年的运行费用，没有实现盈利。青海省正在积极探索进一步丰富独立储能电站的应用场景，随着独立储能电站参与电力现货市场交易的概率增大，以及参与电力辅助服务市场的广度和深度增加，收益渠道有望进一步拓展，经济性有望提升。

来源：毕马威

（三）用户侧储能

用户侧储能，是在不同的用户用电场景下，根据用户的诉求，以降低用户的用电成本、减少停电限电损失等为目的建设的储能电站。用户侧储能主要依托分布式新能源、微电网、增量配网等方式建设，应用于城市、工业园区、大型商业综合体、大型用电企业、家庭等场所，在其中发挥支撑分布式供能系统建设、提供定制化用能服务、提升用户灵活调节能力等作用，同时通过参与电力现货市场或利用峰谷价差套利实现盈利。根据终端用户的不同，用户侧储能可分为户用储能和工商业储能。

1户用储能

户用储能，即用于家庭用户的储能系统。户用储能系统通常与户用光伏系统组合安装，为家庭用户提供电能。户用储能系统可以提高户用光伏自发自用程度，减少用户的电费支出，并在极端天气等情况下保障用户用电的稳定性。国内户用储能正在示范阶段，目前只在部分高端别墅等少量场景应用。

从盈利模式来看，峰谷价差套利是户用储能最主要的获利途径，即夜间电价低谷时段为储能电站充电，白天电价高峰时段放电，以此降低用户用电成本，体现储能经济价值。

国内推行户用储能具有现实意义，站在更普及、惠民的角度，以家庭、单元楼亦或小区为单位进行分布式储能的推广能够帮助用户享受更低廉的用电成本。对于高电价、高峰谷价差或电网老旧地区的用户，购置户储系统具备较好的经济性，家庭用户具有一定的购置户储系统的动力。但目前来看，户用储能在我国实现普及还存在较高门槛。在政策端，需要明确标准化产品的执行标准；在市场端，要让用户明确看到其经济价值。但我国现阶段居民用电成本较低，且多数房型不便于安装第二发电来源甚至第三发电来源，因此经济价值尚不明显，由此我国户用储能普及率较低。

从市场前景来看，我国是储能产品出货大国，随着工艺越发成熟，制造成本将进一步降低，产品性价比将会提升。同时，随着相关政策持续完善、市场机制不断健全，套利空间将会得到释放，经济性将会显现。伴随整县光伏加速推进，户用储能或将在电力供应不平稳的偏远地区、离岛、别墅，以及城市高端智能家庭等多种场景中得以应用。未来，农村等场景将会以家庭为单位实施和推广分布式光储一体化的户用储能系统，园区、写字楼、小区等单位也将会兴起小规模、集中式的分布式储能电站，其中的充电资源和调节单元将越发丰富。

近日，国家发展改革委等七部门联合出台《关于促进电子产品消费的若干措施》，提出持续推动家电下乡，因地制宜支持家用储能设备等绿色节能家电推广使用。文件的发布对于用户侧储能无疑是重大利好，乡村这个广阔的储能市场将逐步被开发，户用储能也将成为一个新的增长点。根据中国储能网的预测，到2025年，我国户用储能行业的市场规模预计将达到500亿元人民币，年均增长率约为20%。

对于我国储能企业而言，户用储能市场目前主要在海外，且集中于to C端，面向大众消费者，业务拓展更多依靠渠道和品牌推广，企业是否具备本地化能力是其能否进一步发展的重要因素。与欧美本土企业相比，我国企业在终端产品市场占据的份额相对较小，但在储能锂电池、储能变流器等户用储能产业链的关键环节中，国内动力电池企业、光伏逆变器企业具备强劲的竞争力，持续发力海外户用储能市场。