储能电站四种盈利模式及案例分析.docx

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1、储能电站四种盈利模式及案例分析一、储能电站储能电站是为了调节峰谷用电问题所设立的电站，储能电站是由储能本体单元及辅助设施、接入装置、测控装置组成。储能电站的设立，就是想把我们在用电低峰时段要浪费掉的电量储存起来，在用电高峰的时候重新释放到电网中，来达到削峰填谷的的目的。储能电站的盈利模式主要有以下四种。二、盈利模式1、现货价差套利：由于电力商品生产、流通及消费几乎是瞬间同时完成的，不能大量存储，电力供需必须保持实时平衡。为了确保供电安全，需要调度机构精准管控。所以，在电力市场交易中，根据买家提前下单的时间长短，可分为中长期市场和现货市场等。电力中长期交易指市场主体开展的多年、年、季、月、周、多

2、日等电力批发交易。而现货交易主要开展日前、日内、实时的电能量交易。在我国试点建设的电力现货市场中，电力日前市场以15分钟为一个交易时段，每天96个时段。峰谷价差套利，充电的时候以市场价充电，放电的时候作为发电机组向市场卖电。同时享受政策优惠，不承担一些费用，每度电可以省1毛5左右。以广东省为例，每度电价差2毛5左右，再由于减少费用，可以有3毛左右价差。一个100MW的储能项目，每天发电两小时，假设一年发电360天，一年发电约7200KWh,一年套利价差=100MW*2*360*0.25-1800万收入。2、容量补偿：电网侧独立储能电站容量电价机制，由政府或特定机构根据公允评估结果，直接制定容量

3、补偿价格，据此向相关发电企业提供容量补偿费用以帮助其回收固定成本，补偿费用一般由电力用户分摊。当前山东省执行的容量补偿，对于一个100MW/200MWh的储能电站，补偿的金额大概在600-700万左右，其他几个省可能参照这个标准。3、容量租赁：一个100MW200MWh的独立储能电站，投资接近4亿，需要实现年收益6000万左右，才能实现一定的投资回报。调峰+容量租赁，或者现货价差收益+容量租赁，是目前主要的两种收益模式。D在未开展电力现货市场的区域，以调峰+容量租赁为主。深度调峰市场，如无特殊支持政策，则市场可参考调峰价格约为0.2元/kWh左右，以每天一次充放电循环，全年运行330天算，调峰

4、市场的收益为1320万元，这就意味着，需要在容量租赁市场获取4500万左右才能实现预定的收益水平。2）在开展有现货市场的区域，以现货价差+容量租赁为主。山东还会叠加600万元左右的容量补偿费用。以山东为例，现货价差约0.5元/kWh,以每天一次充放电循环，充放电效率85%,全年运行330天算，全年现货市场收益不到2000万元，这样意味着，3500万以上的租赁收入是独立储能电站运行的关键。目前全国范围内，除河南外，并没有租赁官方指导价出台。各区域的租赁费用，实质上是根据项目可以获得的市场化收益（如调峰辅助服务），在满足项目投资收益需求的情况下，进行倒算的结果。河南的200元kWh年的政府指导价格

5、下，一个2小时的储能系统，将意味着400元kW年的年租金水平，与以上分析的租金需求较为吻合。4、辅助服务：电网侧独立储能被电网直接调用，这些项目主要靠调峰调频获取辅助服务费，各地不一样，没有明确计费方法。如果有大型储能电站参与到一次调频和二次调频,一年收益能达到500万到1000万之间。三、案例分析青海省闵行独立储能电站项目简介：闵行独立储能电站位于青海省，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32MW64MWh,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

6、新能源场站弃光、弃风问题。项目成本: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5,000万元，该项目总成本至少上亿元，年支出超千万元。项目收益：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。从闵行储能电站的收入和支出看，目前闵行储能电站的收入不足以支撑每年的运行费用，没有实现盈利。2022年10月，甘肃省出台文件鼓励储能电站以独立身份参与调峰容量市场交易，为储能创造了新的收入渠道。青海省也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。