筆者認為獨立儲能電站投融資只有在其具備商業投資價值時才能夠實現健康、可持續的發展。如何識別與分析獨立儲能電站是否具備商業投資價值，即獨立儲能電站收入的穩定性及持續性，是業主及金融機構投融資決策的重要一環。筆者將聚焦獨立儲能電站的主要收入類型進行識別與分析，同時考慮電網規劃以及微觀選址等其他影響獨立儲能電站商業價值的因素，呈現獨立儲能電站商業投資的方法論與全景圖，推動行業進一步發展。
一、收入構成要素
獨立儲能電站收入的構成要素目前主要有容量租賃收入、輔助服務收入、電力現貨交易收入三大類型。從組成結構看，一般由容量租賃收入組合另外兩種收入，形成不同的收入模式；從金額占比看，容量租賃收入目前占比較高，是獨立儲能電站的主要收入來源。形成目前局面主要有兩方面的原因，一是容量租賃收入具有明顯的政策推動色彩，屬于一定時間內的具有過渡性質的收入，市場屬性與政策屬性并存，形成了當前的基石性收入；二是輔助服務及電力現貨交易收入因其整體市場發育不成熟、信息透明化程度低，雖然參考國外成熟市場表現可以判斷該類收入未來將貢獻大部分營收，但目前仍然是容量租賃收入的補充。
二、容量租賃收入
（一）容量租賃收入的成因
隨著全國范圍內新能源電站裝機量的增長，電網系統調峰調頻壓力驟增，僅依賴火電調峰已經遠不能滿足要求，而且受電網結構影響，區域性消納問題突出，在抽水蓄能電站大規模投產前，主流解決方案是電化學儲能電站。相比于新能源電站直接配置儲能，獨立儲能電站具有裝機容量大，可調度性高，規模效應明顯的優勢，受到發改及電網系統的大力支持，而獨立儲能電站當前參與輔助服務市場獲得的收入較低，難以收回投資成本，導致一段時間內獨立儲能電站發展緩慢，隨后政策制定部門發布了《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》（發改運行〔2021〕1138號），明確了新能源電站可以通過“購買調峰能力”即容量租賃的方式滿足并網先決條件，自此，容量租賃收入被國家層面認可，獨立儲能電站發展迅速。
（二）新能源電站租賃儲能容量的強制性
新能源電站一般沒有動力主動去租賃儲能容量，因自建或者租賃的費用只構成對電站收益的負向拖拽，只有政策明確將是租賃相應的儲能容量作為新能源電站的并網先決條件，才能推動新能源電站成為容量租賃市場的買方，形成容量租賃市場。
對于增量新能源項目（增量項目）配置儲能的政策，從國家層面來看，根據發改運行〔2021〕1138號要求，僅明確了市場化并網項目的配置要求是新能源電站裝機容量的15%，時長4小時以上；從各省市層面來看，保障性并網項目一般不要求配置儲能，但是在部分新能源裝機大省如河北等地、區域新能源消納困難的湖南等地，也要求配置一定規模的儲能，一般為裝機容量的15%，時長2小時以上。
對于存量新能源項目（存量項目）配置儲能的政策，大部分省份沒有強制要求，但是湖南、寧夏均要求全部存量項目須于2022年底落實配置儲能容量。兩省份要求存量項目配置儲能均因消納困難，寧夏新能源裝機規模較大，存在省內整體消納困難，而湖南新能源集中的南部地區存在區域消納困難。相比于增量項目配置儲能，存量項目配置儲能的要求將進一步擴大新能源大省的容量租賃市場規模。通過新能源電站強配儲能，將有助于穩定市場參與主體對于儲能配置的預期，有助于容量租賃市場的繁榮與發展。
（三）儲能容量租賃政策的可操作性
儲能容量租賃政策需要相應的操作細則落地，若沒有相應可執行方案，儲能容量租賃的規定就會成為一紙空文。目前大部分省份并未出臺落地配套制度，已出臺省份的代表是湖南，其明確了容量租賃相關操作方式：儲能容量租賃合同需要在電力市場交易平臺開展專場交易，采用雙邊協商等方式形成租賃價格，而且對租賃期限剔除了明確要求：簽訂3年及以上中長期租賃協議 。
在電力市場平臺簽約的要求將原本交易主體雙方的行為進行了公示，使得新能源項目是否已經租賃了符合要求的儲能容量變得透明可查，有助于發改、電網等有權機關進行事前審核及事后監督；對于最短租賃期限的要求，也有助于穩定市場預期，推動市場主體簽署長周期合同，推動價格發現及定價，有利于業主及金融機構對容量租賃收入進行區間預測。
（四）容量租賃的供需分析
首先分析目標省份的供需關系，基于當前實際裝機及未來裝機規劃，可以得出容量租賃的市場規模及供需態勢，判斷當前價格合理性及未來價格走勢；然后通過分析目標省份新能源自建儲能的規模，對于上述結果進行修正。
1.容量租賃市場的供需關系分析。
對于短期市場供需情況而言，按照目標省份要求的新能源項目配置儲能的比例及時長，可以計算出容量租賃市場規模。在獨立儲能電站建設滯后，且存量較少的背景下，為滿足并網的剛性需求，需要短時間大量新建獨立儲能電站，若疊加同一時間內存量項目對儲能容量的需求，可以判斷目標省份容量租賃短期處于賣方市場，同時也將是獨立儲能電站快速發展時期。
對于長期市場供需情況而言，主要看調峰能力的缺口大小及補足方式。目前來看有望補足缺口的電站主要有獨立儲能電站和抽水蓄能電站，由于抽水蓄能電站建設周期較長，隨著獨立儲能電站的不斷投運，在抽水蓄能電站大規模投運前的一段時間內，可以預期容量租賃市場可能已經達到了供需平衡，屆時容量租賃市場最大的負面影響因素是抽水蓄能電站的投運。在當前時點，可以通過考察目標省份的抽水蓄能電站計劃建設規模，考慮到實際投產規模存在不確定性以及建設周期較長的情況，合理判斷一定時間段內容量租賃市場的增長空間以及抽水蓄能電站投產后對容量租賃市場的沖擊。
2.新能源項目自建儲能導致的需求分流。
新能源項目是否自建儲能，主要從與租賃比較的角度分析，主要有四個方面：一是資本支出壓力，選擇自建期初資金支付壓力較大，融資建設也需要考慮資金成本，業主一般會傾向于選擇容量租賃的年度或者季度的支付方式，平滑資金流出的影響；二是收益模式不清晰，只有當區域限電或者兩個細則考核比例較高且所配置儲能帶來的能量時移效果能夠平抑前述負面影響時才有望實現盈虧平衡，條件苛刻，目前符合條件的區域較少；三是運維及安全，儲能電站屬于專業設施，一般運維人員難以安全操作，容易引發安全風險，進而導致新能源項目受到影響，得不償失；四是實際建設用地緊張，南方風電場項目體現的較為明顯，風機、升壓站用地已經捉襟見肘，再要繼續配置儲能，用地實際不支持。
三、輔助服務收入
輔助服務收入屬于在電力現貨市場成熟前的過渡性市場下的收入，分析的對象是目標省份出臺的輔助服務規則，細分維度主要關注的有三個方面，一是計量方式，一般分為充電電量或放電電量計量，兩者之間的差異是儲能系統綜合轉換效率帶來的損耗（目前主流損耗約15%），若以充電量考核，則收入不受該損耗影響；二是調峰價格，一般分為區間值或者固定值，區間上限或固定值相較目標省份燃煤基準價格越高，則輔助服務盈利空間越大；三是計算方式，重點關注計算方式是否透明、合理，目前主流的計算方式為中標價格與調峰電量乘積，部分省份規則會更為復雜，需要關注是否存在明顯不利的調整系數等負面因素。
四、電力現貨收入
結合國外經驗來看，獨立儲能電站在電力現貨市場將會發揮更大的作用，盈利空間提升明顯，相較于輔助服務目前存在的調峰價格上限，電力現貨收入理論上不存在上限，其現貨交易收入屬于價差收入，即通過充放電的價格差異，在價格低點買入然后在高點賣出。目前國內電力現貨市場建設還相對滯后，已有部分省份如山東等已經有獨立儲能電站參與電力現貨交易。展望未來，輔助服務市場必將被電力現貨市場逐步取代，隨著電力現貨市場的將逐步完善，電力現貨交易收入將成為獨立儲能電站的主要收入。
五、其他影響因素
（一）電網規劃
獨立儲能電站的建設與風電、光伏不同，不存在年度的建設計劃或方案，使得獨立儲能電站的顯性進入門檻大幅降低，這導致目前部分省份的獨立儲能電站備案數量非常大。但根據調研情況來看，大部分業主至少當前一段時間內沒有建設的意圖。獨立儲能電站有序發展才有利于行業維持長期增長，部分省份如安徽等已經出臺了儲能發展規劃，明確了一段時間內的儲能電站接入點數量及建設規模，對總體規模進行控制；其他省份如湖南、河南等通過篩選示范項目等形式，摸清目前各地擬建設的獨立儲能電站情況，在了解情況的同時也在通過示范項目數量管理市場整體預期。
（二）微觀選址
通過分析各省份的輔助服務規則及電力市場交易規則，當交易與調度安全出現沖突時，調度安全是天然優先的。雖然容量租賃收入是基石性收入，但在當下時點進行電站選址時還應考慮在輔助服務以及電力現貨市場中的競爭優勢，為獲得調度優勢在選址時應關注兩個事項，一是優選電網調度節點，在區域內新能源存在送出困難時，在該節點上配置的獨立儲能電站將在省內調度競爭中優勢明顯；二是合理選擇電網接入等級，一般獨立儲能電站接入的是220Kv變電站，一定區域內該類變電站的接入間隔有限，應考慮優先占有這類稀缺資源。
六、結語
展望未來，獨立儲能電站投資將從當前的政策驅動逐步向商業投資價值驅動回歸，具有前瞻眼光的業主及金融機構應充分識別與分析影響獨立儲能電站商業投資價值的各因素，形成自身的投融資決策框架，進入獨立儲能電站投融資競爭的藍海，構建新能源產業協同優勢。
