笔者通过现场调研以及对各省出台的储能政策、辅助服务规则深入分析及独立储能电站运营模式实证研究，认为湖南省目前独立储能电站已经具备商业投资价值，即该区域的独立储能可以通过容量租赁收入以及辅助服务收入使得项目具备经济可行性，并具有稳定性及持续性：一是在容量租赁收入方面，基于目前湖南省的电网结构，湖南省需要大规模储能电站作为支撑性电源，当前已经出台强配储能政策，使得容量租赁具有政策强制性，同时，考虑到在一定的电力系统结构下220 kV变电站数量及其间隔侧数量有限的情况下，容量资源具有稀缺性，当前湖南省已规划储能仅能勉强满足存量项目及“十四五”期间原规划新增项目租赁需求，为长期需求规划的抽水蓄能电站需要在2030年前后才能投产，故可以判断短期容量租赁市场将呈现供不应求的态势，长期来看在抽水蓄能电站大规模投产前，容量租赁市场将维持供需基本平衡的情况；二是在辅助服务收入方面，目前湖南省储能参与辅助服务获利规则较为清晰，且采用充电模式计量对于储能电站较为有利，展望未来电力现货市场，储能电力现货交易收入将出现爆发式的增长。基于调研情况进行测算与评估，在当前收入水平下湖南省独立储能电站已经具备商业投资价值。

由于湖南省新能源主要集中在湘西、湘南地区，电力负荷中心主要集中在湘东、湘中地区，导致湖南省新能源消纳存在区域性困难，呈现资源与需求空间错配；风电、光伏发电出力特性与湖南省晚高峰用电特性呈现时间错配。上述湖南省电力系统的特殊性，导致其电力系统整体对支撑电源需求极大。

从电源结构来看，湖南省支撑性电源紧缺。截至2022年6月，湖南省的电源结构中火电、水电、新能源分别占比45%、29%及26%，如图1所示。湖南省缺煤少电，火电机组现有调节能力已全部利用殆尽。湖南省虽为水电大省，但大部分不具备季调节及以上调节能力，抽水蓄能电站目前也仅投产1座，《湖南省“十四五”可再生能源发展规划》(以下简称湖南“十四五”规划)[1]明确拟新建14座抽水蓄能电站，其中仅有部分进入可研阶段，预计投产时间要滞后于2030年，因此在上述抽水蓄能电站投产前，该情况也难以发生根本性的转变，并且随着新能源建设进程的迅速推进，支撑性电源的缺口仍然在迅速扩大，导致湖南省对于支撑性电源的需求在中长期内持续存在。因此，能够迅速建设部署的电化学储能必然是在抽水蓄能电站规模化投运前的重要电网支撑性电源。

从政策支持力度和未来发展潜力看，湖南省“十四五”规划明确提出，以“统筹规划、集中建设、市场主导、开放多元、共建共享、安全规范”为原则，以电网侧独立储能电站为重点，集中规划一批储能项目；笔者判断电源侧零散配建储能因其不利于电网进行调度且不具有规模效应，或许无法成为发展主流，故可以预见未来电网侧独立储能电站将成为湖南省电网的支撑性电源。

湖南省独立储能电站收入的优势分析

根据笔者调研了解到的情况，湖南省独立储能电站收入当前由两部分组成：一是通过向新能源电站租赁储能容量获得容量租赁收入；二是通过参与电力市场辅助服务交易获得辅助服务收入。

2.1容量租赁具有政策强制性及资源稀缺性

2.1.1政策强制性

湖南省要求风电、集中式光伏发电项目应分别按照不低于装机容量15%、5%(储能时长2 h)配置储能电站，新增项目(指2021年1月1日后取得建设指标的项目)配置储能电站应与主体工程同步投产使用，存量项目(指2021年1月1日前取得建设指标的项目)应于2022年底前落实配置储能容量。对于没有条件配置储能电站的项目，可通过市场租赁方式按上述比例落实储能容量[2]，具体操作方式是湖南省电网要求新能源场站并网时需要提供储能容量租赁协议或自建储能同步投产的证明。在政策的要求下，可以预见存量及新增新能源电站未来将是独立储能电站容量租赁的主要需求方。

2.1.2容量资源稀缺性

百兆瓦级的独立储能电站可选择的最理想的接入等级是220 kV变电站，在一定的电力系统结构下，一定地域范围内的220 kV变电站数量是有限的，现有220 kV变电站在设计之初并未充分考虑储能、新能源接入的间隔需求，电网本身构网及新能源接入也需占用部分间隔，导致变电站内可供储能电站接入的间隔有限。上述原因直接导致了储能电站的接入资源成为稀缺资源，具有较好的资源价值；同时，上述情况也决定了一定地域范围内可规划的储能电站总量是有限的。以安徽省目前已经发布的《安徽省新型储能发展规划(2022—2025年)》[3]为例，其推荐的接入点在全省范围内仅49个，功率约为3 GW，可见储能电站容量的稀缺性。

2.2辅助服务规则清晰且现货市场对储能更为有利

2.2.1储能参与辅助服务获利规则清晰

从湖南省辅助服务规则[4]来看，独立储能电站参与辅助服务的规则较为清晰且支持储能发展。湖南省辅助服务与储能相关规则见表1。

笔者认为按照充电量的方式来计量，对于储能电站非常有利，该方式将系统效率及充放电深度对于储能电站经济性的影响降到了最低。虽然该政策可能属于阶段性支持政策，但是目前时点来看将有利于推动储能辅助服务收入的增加，有助于提前收回投资，减少项目的不确定性。在不同计量方式下，计算100 MW/200 MWh电站计算辅助服务收入的差异，见表2。

2.2.2中长期内电力现货市场的发展将带动储能发展

随着电力交易市场的完善，在电力现货交易市场未来将替代辅助服务市场，储能收益模式也将呈现多元化发展，其收益也将进一步增厚。国家能源局2021年发布的《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》[5]中明确提出在电力现货市场运行期间由现货电能量市场代替调峰市场；我国电力现货市场推进迅速，目前已有13个省参与电力现货试点。

湖南省储能容量租赁市场分析

3.1容量租赁市场供需态势分析

3.1.1短期容量租赁的供需情况及价格分析

结合前文分析以及湖南省“十四五”规划，预计在2025年末，湖南省储能容量可达到2.45 GW，见表3。

根据笔者调研情况了解，目前已投运储能容量仅为0.17 GW，约3 GW储能项目中大部分属于前期状态，即使目前全部已规划储能项目全部并网，也仅能够满足当前存量项目容量及“十四五”期间原规划新增项目租赁需求。考虑到湖南省新近发布的“十四五”第一批规划[6]已经远超原规模，且该批项目要求核准半年后开工，开工一年内并网，而目前整体储能规划及建设规模均相对滞后，预计明后年大量新能源项目并网时对容量租赁市场的短期需求(6.1 GW)将激增。整体而言，一定时期内因上述供需时间差异的错配导致短期容量租赁市场明显供小于求，预计这一情况将至少持续到2025年前后。

3.1.2中长期容量租赁的供需将处于供需基本平衡状态

随着新能源建设进程的迅速推进，支撑性电源缺口将快速扩大，导致湖南省对于储能容量的需求在中长期内持续存在。对于全省内储能电站规划的规模，电网规划一般满足当下需求并考虑未来发展的情况。按照当前湖南省“十四五”规划，全省拟新建抽水蓄能电站14座，总装机规模达到18.80 GW，足见其对于储能的需求巨大；而且考虑到上述新增抽水蓄能电站目前仅有部分进入可研阶段，预计投产时间可能要滞后于2030年，可以判断湖南省对于储能需求长期稳定存在。鉴于抽水蓄能电站最终建设并网容量的不确定性较大且并网时点较晚，判断在长期内湖南省储能容量租赁市场将主要由电化学储能主导。在大规模独立储能电站在湖南全省范围内可规划总量一定的情况下，预计未来湖南省电网将根据实际需求进行规划，使储能容量供需处于基本平衡的状态。

3.2价格预测分析

3.2.1短期价格仍有上涨空间

根据笔者调研了解到的情况，湖南省容量租赁市场2021年后已签约的租赁价格为400～500元/(kW⋅年)(两小时时长，下同)不等，且价格呈现上涨趋势。

3.2.2长期价格下行但有底线

根据调研了解到的情况，目前市场上已签署的十年期长期限租赁协议的租赁价格为400元/(kW⋅年)，较测算价格480元/(kW⋅年)下降17%，并非无底线的大幅度降价。该容量租赁收入下对应的电站全投资回报率约为7%，也反映了独立储能电站投资方当前预期的投资回报底线，即从长期来看价格下行趋势可控。

湖南省储能辅助服务市场分析

4.1辅助服务市场供需态势分析

4.1.1短期量价齐升

随着湖南省新能源装机规模的继续提升，辅助服务市场分摊方将随之不断增加，湖南省现有调峰辅助服务交易的总需求也将增加，对应调用量及调用单价预计将实现增长。短期来看，随着辅助服务市场总量的不断扩大以及规则的不断完善，辅助服务收入将有望持续增长。

4.1.2中长期看，电力现货市场发展将带动储能发展

储能未来参与电力市场交易将会有更大的获利空间。相较于目前辅助服务市场存在调峰价格上限的情况，电力现货市场理论上不存在价格上限，盈利模式由原来的竞价模式转化为价差模式。以山东省市场正在开展的电力市场交易为例，如图2所示，2022年5月1—9日，实时市场发电侧小时级电价最小-80元/MWh，最大1300元/MWh，最大价差为1380元/MWh[7]。若在上述日期内，山东省独立储能电站在日间光伏电站日间最大出力区间出现负电价时于现货市场购进电量，购电不仅不需要支付成本，甚至可以从现货市场获利；在晚间等负荷高峰时期放电，其放电收入相当可观。理论上独立储能电站通过充放电的方式参与电力现货市场后，每MWh充放电最大可获利1380元，还未考虑充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加[8]的增益，该价差已远高于目前各省燃煤基准价格以及辅助服务中的深度调峰价格上限。可见在电力现货市场替代辅助服务市场以后，独立储能电站的发展空间更大，可以判断的是湖南省独立储能电站辅助服务交易量及交易价格将在现有基础上进一步上涨。

4.2价格预测分析

根据笔者调研了解到的情况，调用量方面，因参与市场进一步扩容，电化学储能的调峰辅助服务调用量激增。基于上文对于辅助服务市场情况分析，可以判断辅助服务收入为持续增长的态势。

储能电站选址的重要性

储能电站能否在辅助服务市场持续获利，不仅需要进行价格竞争，也需要进行安全校核以及调度竞争。从“经调控中心安全校核后，形成调用排序。调控中心根据电网深度调峰需求按序调用”的规则可以看出，是否被调用实际取决于是否能够通过电网安全校核以及电网深度调峰需求，若电站处于关键调度节点，则其被调用的频次会更高。从未来竞争的角度看，湖南南部地区新能源装机规模较大，风电、光伏发电出力特性与湖南省晚高峰用电特性呈现时间错配，该时段外送通道不畅，在一定时期内均难以改变，因此对于地域性储能需求巨大。

以湖南北部与南部储能电站同价格竞争为例，在湖南南部储能电站将在安全校核及调度需求方面更为有利，通过安全校核及调度需求可以屏蔽大部分北部地区储能电站报价，可以有效避免在未来与其他地区的储能电站相竞争。可以看出，储能电站的宏观及微观选址直接决定了储能电站在辅助服务以及未来现货市场的竞争力。

湖南省独立储能电站经济性测算

6.1主要性能参数

本文在经济性测算时，按照目前主流电池性能进行经济性相关参数假设，具体情况见表4。

6.2经济性测算参数取值

6.2.1容量租赁收入取值情况

短期价格方面，基于上文对湖南省短期容量租赁市场供不应求的市场情况分析，判断短期容量租赁市场的价格仍然具有一定的上涨空间，因此本文在经济性测算中选择与当前市场价格上限相近的480元/(kW⋅年)作为前3年容量租赁收入测算标准；长期价格方面，目前独立储能电站投资方更倾向于签署3年的短期租赁协议而非长期限租赁协议，可以印证目前市场主体对于中长期市场供需分析的判断仍然是偏向于卖方市场，但本文仍保守选择当前市场已经签署的400元/(kW⋅年)作为后7年容量租赁收入测算标准。

6.2.2辅助服务收入取值情况

虽然长期来看，辅助服务收入未来将持续增长，且在电力现货市场下其将是独立储能电站的主要收入来源，但是考虑到目前容量租赁收入与辅助服务收入可能在一段时期内属于此消彼长的关系，因此本文在测算时选择按照调研了解到的当前均价180元/(kW⋅年)作为全周期辅助服务收入。

6.3经济性测算结果

按照总投资为3.9亿元的100 MW/200 MWh独立储能电站，根据上述主要参数进行测算(中性估计)，项目可以达到7.77%的全投资收益率。同时，本文对于两类收入变动对于独立储能电站项目内部收益率影响的敏感性分析情况见表5。

6.3.1乐观情形展望

受2025年前湖南省新能源项目集中并网带来的持续容量需求影响，容量租赁收入可能会出现远高于当前市场价的情况，而且2022年9月2日发布的《关于开展2022年新能源发电项目配置新型储能试点工作的通知》[9]更是从政府预期角度证明当前容量租赁供给不足；该通知明确2022年底、2023年6月底并网独立储能电站将获得容量奖励，在计算其作为新能源发电项目配建的容量时，分别按照装机容量的1.5倍、1.3倍进行计算，在上述日期前并网的独立储能电站的经济性将大幅度提升，在辅助服务收入不变的情况下，项目全投资收益率将分别大幅提升至15.21%、12.31%，超额收益明显。同时，该政策受益的独立储能电站有限，未享受到奖励政策的电站预计仅能够享受到容量租赁价格的短期上涨收益，全投资收益率估计维持在9.31%的水平，但相对目前风电及光伏新能源电站仍已经有明显提升。

6.3.2悲观情形展望

若政策对于储能容量的强配比例减少或者取消，将会直接影响容量租赁价格，甚至可能导致容量租赁收入归零。但从上文分析来看，支持性政策一段时期内退出的可能性较低，对于容量租赁价格影响更多的可能是储能供给端在未来明显增长，进而出现供需失衡的情况，由此可能导致租赁价格下滑，笔者判断下降空间将与同等收益率下届时新投产项目的成本下降空间趋同，预计不会超过40%。

同时，考虑到未来辅助服务收入的持续增长，并且在电力现货市场下成为独立储能电站的主要收入来源，届时独立储能电站的经济性将取决于辅助服务收入替代容量租赁收入的程度；在出现替代明显不足的情况下，即租赁收入下降40%而辅助服务收入仅增长50%，项目全投资收益率将下滑至4.73%以下，项目或将面临亏损风险。

6.4钠离子等竞争技术路线的影响

预计钠离子电池在规模化量产后，可能比磷酸铁锂电池低30%～40%[10]。目前，钠离子电池制造工艺尚未完全成熟，制造规模较小，其制造成本约为1元/Wh(性能仅可达到磷酸电池的一半)。目前市场上仅有宁德时代、中科海钠等少数公司推出钠离子电池，宁德时代预计2023年实现产业化生产，中科海钠2022年7月下线了GWh钠离子电池生产线。整体来看，钠离子产业链发展目前尚处于导入时期，距离行业出现规模效应尚需时日，判断在未来5年内钠离子电池很难达到在相同性能情况下成本较磷酸铁锂下降30%～40%的目标，据此对于项目投放后第6年租赁收入下降30%的情景进行压力测试，对应目前参数下项目全投资收益率下降至6.37%，项目仍然具备一定经济性。

关于独立储能电站项目独立融资可行性探讨

在储能电站的收益模式与确定性尚未明确之前，由于金融机构无法判断电站自身经济性，故对于储能电站项目的融资主要依赖于业主方的信用支持，金融机构对于项目提供的债权融资更多是站在业主方信用评估的角度进行可行性判断。根据上文的分析，随着部分区域独立储能电站的开发政策、运行规则逐渐清晰，电站自身收益模式、可预期性提升，使得金融机构可对于储能电站资产价值及现金流进行较为合理的估计与预测，在此情形下储能电站将具备独立融资的能力，即在较少或者不依赖信用端增信的情况下基于项目资产端还款能力对于项目进行融资。

同时，相信随着储能行业的发展及深耕相关行业的金融机构对其认知的加深，对独立储能电站项目的融资产品、模式会得到不断优化与完善，例如一些具备产业背景的融资租赁公司等机构可开展针对储能项目建设期、储能设备上游产业链等阶段或领域的融资产品，通过保证项目建设资金、运用财务杠杆，以更好促进独立储能电站项目的开发、建设与运营，并不断实现产融结合、产融互促的良性互动，为独立储能电站行业的高质效发展提供支持。

对储能政策建议与展望

目前独立储能电站在湖南省已经具备商业投资价值，虽然湖南省电力结构与市场具有其特殊性，但独立储能电站收入分析的逻辑框架基本相通，因此基于上述分析框架可以判断全国其他地区的独立储能电站是否具备商业投资价值。目前困扰业主及金融机构的主要问题是收入的持续性及稳定性，尤其是容量租赁收入部分，建议政府相关部门或者电网机构可以公布本省独立储能电站的现状及规划情况，便于市场主体了解市场规模扩展情况，上文提到的安徽省的做法就非常值得推广，这样以来有助于避免新项目盲目上马导致供需失衡及资源浪费；同时，因电源管理目前仍然具有很强的公共属性，从引导资源配置和保障投资者投资积极性的角度看，在现货市场完全满足独立储能电站收益自平衡性之前，应出台差异化的容量租赁收入引导机制，目前已出台容量租赁收入指导价的河南省[11]等省份，但未设置容量租赁收入的动态调整项，尤其是与辅助服务及电力现货市场收入变动的关系，实际是一种静态的价格管理。笔者建议各省应在此基础上配套与辅助服务及电力现货市场收入反向关联的容量租赁收入相关系数确定规则，如在各年度辅助服务及电力现货市场收入的价格均值基础上，计算各年度投产的独立储能电站在一定投资收益率下的容量租赁收入指导价，进而明确相应调整系数，保障项目盈利的持续性及稳定性。

原标题：独立储能电站在湖南的商业投资价值分析