随着《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）文件的颁布，全国范围内的独立储能电站项目招投标信息出现了爆发式的增长。从发标主体类型来看，主要集中于各大电力集团；从建设目的来看，主要是为了满足当地的新能源配建储能要求，进而将零散的新能源侧配建储能转为建设集中的独立储能电站，而对于商业投资价值的考量是其次的。

笔者认为独立储能电站投融资只有在其具备商业投资价值时才能够实现健康、可持续的发展。如何识别与分析独立储能电站是否具备商业投资价值，即独立储能电站收入的稳定性及持续性，是业主及金融机构投融资决策的重要一环。笔者将聚焦独立储能电站的主要收入类型进行识别与分析，同时考虑电网规划以及微观选址等其他影响独立储能电站商业价值的因素，呈现独立储能电站商业投资的方法论与全景图，推动行业进一步发展。

（来源：微信公众号“电联新媒”作者：封开 等）

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一、收入构成要素

独立储能电站收入的构成要素目前主要有容量租赁收入、辅助服务收入、电力现货交易收入三大类型。从组成结构看，一般由容量租赁收入组合另外两种收入，形成不同的收入模式；从金额占比看，容量租赁收入目前占比较高，是独立储能电站的主要收入来源。形成目前局面主要有两方面的原因，一是容量租赁收入具有明显的政策推动色彩，属于一定时间内的具有过渡性质的收入，市场属性与政策属性并存，形成了当前的基石性收入；二是辅助服务及电力现货交易收入因其整体市场发育不成熟、信息透明化程度低，虽然参考国外成熟市场表现可以判断该类收入未来将贡献大部分营收，但目前仍然是容量租赁收入的补充。

二、容量租赁收入

（一）容量租赁收入的成因

随着全国范围内新能源电站装机量的增长，电网系统调峰调频压力骤增，仅依赖火电调峰已经远不能满足要求，而且受电网结构影响，区域性消纳问题突出，在抽水蓄能电站大规模投产前，主流解决方案是电化学储能电站。相比于新能源电站直接配置储能，独立储能电站具有装机容量大，可调度性高，规模效应明显的优势，受到发改及电网系统的大力支持，而独立储能电站当前参与辅助服务市场获得的收入较低，难以收回投资成本，导致一段时间内独立储能电站发展缓慢，随后政策制定部门发布了《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138号），明确了新能源电站可以通过“购买调峰能力”即容量租赁的方式满足并网先决条件，自此，容量租赁收入被国家层面认可，独立储能电站发展迅速。

（二）新能源电站租赁储能容量的强制性

新能源电站一般没有动力主动去租赁储能容量，因自建或者租赁的费用只构成对电站收益的负向拖拽，只有政策明确将是租赁相应的储能容量作为新能源电站的并网先决条件，才能推动新能源电站成为容量租赁市场的买方，形成容量租赁市场。

对于增量新能源项目（增量项目）配置储能的政策，从国家层面来看，根据发改运行〔2021〕1138号要求，仅明确了市场化并网项目的配置要求是新能源电站装机容量的15%，时长4小时以上；从各省市层面来看，保障性并网项目一般不要求配置储能，但是在部分新能源装机大省如河北等地、区域新能源消纳困难的湖南等地，也要求配置一定规模的储能，一般为装机容量的15%，时长2小时以上。

对于存量新能源项目（存量项目）配置储能的政策，大部分省份没有强制要求，但是湖南、宁夏均要求全部存量项目须于2022年底落实配置储能容量。两省份要求存量项目配置储能均因消纳困难，宁夏新能源装机规模较大，存在省内整体消纳困难，而湖南新能源集中的南部地区存在区域消纳困难。相比于增量项目配置储能，存量项目配置储能的要求将进一步扩大新能源大省的容量租赁市场规模。通过新能源电站强配储能，将有助于稳定市场参与主体对于储能配置的预期，有助于容量租赁市场的繁荣与发展。

（三）储能容量租赁政策的可操作性

储能容量租赁政策需要相应的操作细则落地，若没有相应可执行方案，储能容量租赁的规定就会成为一纸空文。目前大部分省份并未出台落地配套制度，已出台省份的代表是湖南，其明确了容量租赁相关操作方式：储能容量租赁合同需要在电力市场交易平台开展专场交易，采用双边协商等方式形成租赁价格，而且对租赁期限剔除了明确要求：签订3年及以上中长期租赁协议 。

在电力市场平台签约的要求将原本交易主体双方的行为进行了公示，使得新能源项目是否已经租赁了符合要求的储能容量变得透明可查，有助于发改、电网等有权机关进行事前审核及事后监督；对于最短租赁期限的要求，也有助于稳定市场预期，推动市场主体签署长周期合同，推动价格发现及定价，有利于业主及金融机构对容量租赁收入进行区间预测。

（四）容量租赁的供需分析

首先分析目标省份的供需关系，基于当前实际装机及未来装机规划，可以得出容量租赁的市场规模及供需态势，判断当前价格合理性及未来价格走势；然后通过分析目标省份新能源自建储能的规模，对于上述结果进行修正。

1.容量租赁市场的供需关系分析。

对于短期市场供需情况而言，按照目标省份要求的新能源项目配置储能的比例及时长，可以计算出容量租赁市场规模。在独立储能电站建设滞后，且存量较少的背景下，为满足并网的刚性需求，需要短时间大量新建独立储能电站，若叠加同一时间内存量项目对储能容量的需求，可以判断目标省份容量租赁短期处于卖方市场，同时也将是独立储能电站快速发展时期。

对于长期市场供需情况而言，主要看调峰能力的缺口大小及补足方式。目前来看有望补足缺口的电站主要有独立储能电站和抽水蓄能电站，由于抽水蓄能电站建设周期较长，随着独立储能电站的不断投运，在抽水蓄能电站大规模投运前的一段时间内，可以预期容量租赁市场可能已经达到了供需平衡，届时容量租赁市场最大的负面影响因素是抽水蓄能电站的投运。在当前时点，可以通过考察目标省份的抽水蓄能电站计划建设规模，考虑到实际投产规模存在不确定性以及建设周期较长的情况，合理判断一定时间段内容量租赁市场的增长空间以及抽水蓄能电站投产后对容量租赁市场的冲击。

2.新能源项目自建储能导致的需求分流。

新能源项目是否自建储能，主要从与租赁比较的角度分析，主要有四个方面：一是资本支出压力，选择自建期初资金支付压力较大，融资建设也需要考虑资金成本，业主一般会倾向于选择容量租赁的年度或者季度的支付方式，平滑资金流出的影响；二是收益模式不清晰，只有当区域限电或者两个细则考核比例较高且所配置储能带来的能量时移效果能够平抑前述负面影响时才有望实现盈亏平衡，条件苛刻，目前符合条件的区域较少；三是运维及安全，储能电站属于专业设施，一般运维人员难以安全操作，容易引发安全风险，进而导致新能源项目受到影响，得不偿失；四是实际建设用地紧张，南方风电场项目体现的较为明显，风机、升压站用地已经捉襟见肘，再要继续配置储能，用地实际不支持。

三、辅助服务收入

辅助服务收入属于在电力现货市场成熟前的过渡性市场下的收入，分析的对象是目标省份出台的辅助服务规则，细分维度主要关注的有三个方面，一是计量方式，一般分为充电电量或放电电量计量，两者之间的差异是储能系统综合转换效率带来的损耗（目前主流损耗约15%），若以充电量考核，则收入不受该损耗影响；二是调峰价格，一般分为区间值或者固定值，区间上限或固定值相较目标省份燃煤基准价格越高，则辅助服务盈利空间越大；三是计算方式，重点关注计算方式是否透明、合理，目前主流的计算方式为中标价格与调峰电量乘积，部分省份规则会更为复杂，需要关注是否存在明显不利的调整系数等负面因素。

四、电力现货收入

结合国外经验来看，独立储能电站在电力现货市场将会发挥更大的作用，盈利空间提升明显，相较于辅助服务目前存在的调峰价格上限，电力现货收入理论上不存在上限，其现货交易收入属于价差收入，即通过充放电的价格差异，在价格低点买入然后在高点卖出。目前国内电力现货市场建设还相对滞后，已有部分省份如山东等已经有独立储能电站参与电力现货交易。展望未来，辅助服务市场必将被电力现货市场逐步取代，随着电力现货市场的将逐步完善，电力现货交易收入将成为独立储能电站的主要收入。

五、其他影响因素

（一）电网规划

独立储能电站的建设与风电、光伏不同，不存在年度的建设计划或方案，使得独立储能电站的显性进入门槛大幅降低，这导致目前部分省份的独立储能电站备案数量非常大。但根据调研情况来看，大部分业主至少当前一段时间内没有建设的意图。独立储能电站有序发展才有利于行业维持长期增长，部分省份如安徽等已经出台了储能发展规划，明确了一段时间内的储能电站接入点数量及建设规模，对总体规模进行控制；其他省份如湖南、河南等通过筛选示范项目等形式，摸清目前各地拟建设的独立储能电站情况，在了解情况的同时也在通过示范项目数量管理市场整体预期。

（二）微观选址

通过分析各省份的辅助服务规则及电力市场交易规则，当交易与调度安全出现冲突时，调度安全是天然优先的。虽然容量租赁收入是基石性收入，但在当下时点进行电站选址时还应考虑在辅助服务以及电力现货市场中的竞争优势，为获得调度优势在选址时应关注两个事项，一是优选电网调度节点，在区域内新能源存在送出困难时，在该节点上配置的独立储能电站将在省内调度竞争中优势明显；二是合理选择电网接入等级，一般独立储能电站接入的是220Kv变电站，一定区域内该类变电站的接入间隔有限，应考虑优先占有这类稀缺资源。

六、结语

展望未来，独立储能电站投资将从当前的政策驱动逐步向商业投资价值驱动回归，具有前瞻眼光的业主及金融机构应充分识别与分析影响独立储能电站商业投资价值的各因素，形成自身的投融资决策框架，进入独立储能电站投融资竞争的蓝海，构建新能源产业协同优势。