九游会·[j9]官方网站山东省独立储能项目IRR达6%以上

　　九游会·[j9]官方网站山东省独立储能项目IRR达6%以上山东省风光资源丰富，2022年其风光发电合计占比达33.6%，领跑全国，风光消纳问题使得配建储能成为新能源并网必选项。但源侧配储盈利渠道较窄，经济性难以实现。近日山东省发布《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》，旨在

　　本文对山东独立储能相关政策及盈利模式进行分析后，测算得山东省100MW/200MWh独立储能初始投资32,000万元，投资回收期15年，项目IRR为6.1%，初步实现经济性j9九游会。

　　山东是我国首批电力现货市场试点单位，在独立储能建设方面遥遥领先，政策出台速度和覆盖度均高于其他省份。2022年8月出台的《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》已明确为独立储能指出四个盈利模式：

　　山东省容量租赁价格指导价格约为330元/kW·年，据市场调研情况，实际租赁价格在200-300/kW·年间，按照260/kW·年计算，在容量实现80%出租的情况下，年租赁收入约2,000万元。不过，储能容量租赁市场受光伏、风电新增装机量直接影响，未来租赁价格和比例可能出现波动。

　　为保障电容量充裕，提高电力系统供电可靠性，山东省研究出台了容量补偿机制。山东省发改委《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》提出，对示范项目参与电力现货市场给予容量补偿，补偿费用暂按电力市场规则中独立储能可用容量补偿标准的2倍执行。山东省《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》规定：储能电站日发电可用容量=（储能电站核定充电容量/2）*K/24，K为储能电站日可用等效小时数，初期电化学储能电站日可用等效小时数暂定为 2 小时。容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元。山东省自2023年起开始按照不同季节及时段实行分时峰谷系数对用户侧容量电费进行收取：谷段系数0.3，深谷段系数0.1；峰段系数1.7，尖峰段系数2.0。

　　不过，总补偿费用根据用户侧用电量及用电时段不断波动，无法准确计量，可依据市场实际补偿情况进行估算：据山东省电力调控中心报告j9九游会，2022年3月山东四家储能电站容量补偿总费用为1348万元（储能电站装机量均为100MW/200MWh），年补偿费用约300 元/kW，即100MW/200MWh电站容量补偿年收入约为3000万元，收益相当可观。

　　独立储能参与现货交易，在电价低谷时充电、高峰时放电从而赚取电价差。《山东省电力现货市场交易规则(试行)》指出，综合市场交易价格由容量补偿费用、市场形成的电量价格构成，故充电成本中还需考虑分时段容量补偿费用。另外，新型储能参与电力市场充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，但由系统效率导致损耗成本需考虑在内。综上，山东独立储能套利收入计算如下：

　　放电收入=放电电价x放电电量；充电成本=充电电价（包含充电时需要缴纳的分时段容量补偿费用，按谷段及深谷段加权计算约0.04955元/kWh）x充电电量；

　　损耗成本= 损耗电量*(输配电价+政府性基金及附加）(山东省现行输配电价和政府性基金及附加标准:输配电价0.1717元/kWh；政府性基金及附加约0.0272元/kWh)；

　　按照加权平均峰谷价差0.4元/kWh，系统综合效率85%、一充一放，保守估算100MW/200MWh储能电站年套利收入约为1580万元。据兰木达电力现货估算，乐观情况下，独立储能最大盈利空间为2781万元/年，但此收益需要精准预测出清价格进行寻优，盈利条件极为苛刻。

　　根据山东省电力现货市场规则，独立储能项目可参与调频辅助市场，提供调频辅助服务的独立储能设施不参与电能量市场出清，即目前山东独立储能项目只能参与AGC和现货市场其一j9九游会。对于储能电站来说，现货市场套利收益更为可观（据《电化学储能在不同应用场景下的经济性分析》，AGC单位收益不及现货市场套利），因此现阶段参与调频辅助服务机会成本较高，暂不考虑在内。

　　不过，山东省正在出台相关政策鼓励独立储能积极参与辅助服务市场：8月8日发布的《山东电力爬坡辅助服务市场交易规则(征求意见稿)》指出，独立储能可提供爬坡辅助服务。未来，山东电力市场或可实现辅助服务和电能量市场的联合优化出清，促进独立储能深度参与辅助服务市场 。

　　经测算，山东省100MW/200MWh独立储能初始投资32,000万元，投资回收期15年，20年期NPV为8,945万元，项目IRR达6.1%，初步实现经济性。

　　容量补偿收入约占全运营期总收益的40%以上，在所有项目中占比最高；其次是容量租赁，占独立储能整体收益的28%；由于峰谷价差小且难以实现两充两放，现货市场套利收入在山东独立储能收益中占比最小，为27%。

　　对比山西独立储能收益模式（山西省独立储能经济性测算见往期文章）可以发现，两地独立储能盈利模式有所不同：山西一次调频收益最为可观，而山东容量补偿收益占比更高。这与两地电网结构与用电特点有关，山西地处内陆，水资源匮乏，建造大型抽水蓄能电站的条件非常有限，气电类高品质灵活性资源稀缺；另外，山西省拥有西电东送、北电南送、特高压交直流混联的复杂电网结构，新能源外送给电网调度带来很大挑战，因此调频需求比其他省份更为迫切。而山东重工业发达，电量需求高，但自给率常年不足，急需电力稳定保障措施，因此容量补偿机制更完善。

　　首先，容量补偿是山东确定性较高的收益；其次，现共享容量多在发电企业实现“内部消化”，第三方独立储能容量租赁出租率和租赁价格面临较大不确定性，风险较高，但独立储能收益依然依赖共享租赁，无共享租赁收益独立储能项目将不具备经济性；最后，山东现货市场峰谷价差有待加大，且电芯成本仍有下降空间，两个因素叠加可使项目IRR大幅提升。

　　电芯成本随LFP价格波动，据EESA测算，当LFP价格在3-16万元/吨区间时，电芯成本为0.35-0.67元/Wh（含折旧、制造费用、管理费用等）。另，参考其他省份现货市场平均峰谷价差，区间范围为0.3-1元/kWh。对电芯成本及现货市场峰谷价差进行模拟运算发现：

　　1.峰谷价差对项目IRR影响极大，峰谷价差上升0.1元，约可使IRR上升1.3%，叠加电芯降本因素的项目IRR最高可上升至15%。

　　2.在电芯成本不变的情况下，现货市场价差需增加到0.8元/kWh可使独立储能摆脱对共享租赁收益的依赖。