独立储能电站在2021年绝对风姿独秀：

 

总项目个数超过138个（规划、在建、投运项目）

 

总规模超过17GW/34GWh

 

涉及山西、湖北、山东等20余省市

 

独立储能电站的商业模式在各地得到的快速推广应用，与新能源强制配储能不无关系。

 

目前，新能源配储能项目盈利模式尚未成熟，储能利用小时数极低（有风电场运营商表示，其名下风电+储能项目，储能年利用小时数仅为10几小时），增配储能项目又将极大地提高新能源场站投资成本，因此以共享储能容量、提高区域内储能系统利用水平为主要目的独立储能电站模式得到了发展机遇。

 

尽管项目规划风风火火，但在体量庞大的项目清单背后，也潜藏着市场机制尚不健全、经济收益不确定性大、项目开发周期长、项目初投资动辄几个亿等多个多道拦路虎。

 

根据储能与电力市场的统计，2021年投运的独立储能电站仅9个，投运容量占当年全部规划容量的3.8%。

 

租赁+调峰是目前唯一可行的商业模式

 

2021年成功投运的独立储能电站项目，无一例外，均采用租赁+调峰的模式，为项目计算经济账。

 

租赁

 

新能源发电并网需要配套调峰能力，可自建、可购买、可租赁。2021年8月份国家能源局、国家发改委发布的《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》砸实了可通过租赁储能容量，满足新增新能源装机调峰能力建设需求。容量租赁收益成为决定独立储能电站项目经济性的关键因素。

 

租赁费用无官方标准，更多的是基于项目的收益需求，通过反推进行核算，目前全国范围内普遍的收费范围为250-350元/kW。

 

以一个100MW/200MWh的储能电站为例，租赁意味着可保障每年3000万左右的固定收入。若该地区缺乏相关政策支持租赁模式，独立储能电站的开展将十分困难。

 

调峰

 

调峰是除了租赁费用外，储能电站落地的另一个保证。

 

目前，已经出台直接针对储能的调峰电价的地区并不多。此外，全年调峰利用小时数的多少，也直接决定了调峰收益的多寡。毕竟，储能是需要用起来，实实在在放出去电，才能挣钱。

 

以一个100MW/200MWh的独立储能电站为例，几个典型区域中，储能调峰的收益情况如下表。

 

 

100MW/200MWh的独立储能电站，假设投资成本4亿，年3000万租赁费用+年2000万左右的调峰收入，不计算财务、运维等等其他成本的情况下，静态投资期8年（4亿成本 VS 0.5亿年收入）。

 

显然，独立储能电站的发展，故事并不好讲，需要开拓更多的盈利模式。

 

辅助服务市场的放开

 

能否为独立储能电站带来更多收益

 

2021年底新发布的“两个细则”（ 《并网主体并网运行管理规定》《电力系统辅助服务管理办法》）,扩大了辅助服务的提供主体（含储能），丰富了辅助服务的服务品种，让大家对未来储能电站的盈利模式的突破充满了希望。

 

2021年12月30日，山西能监办发布了《山西独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施细则（试行）》，独立储能电站可通过市场竞价的形式（报价范围为5-10元/MW），为系统提供一次调频辅助服务，并根据性能、里程获取收益。这或许会成为全国各地独立储能电站参与电力辅助服务的序幕。

 

但辅助服务的收益能否支撑独立储能电站运行，仍待观察。山西省一次调频之前并无补偿，考核量也很低。山西省AGC调频辅助服务全年总补偿量大约为4亿元，假设一次调频也做到如此的市场规模，全年补偿4亿元左右。山西省2019-2021年，已经规划/公布了超过10GWh的独立储能电站项目，总投资将超200亿，显然4亿元的年收入不足以支撑200亿的总投入。

 

2021年异军突起的独立储能电站，虽然打着“容量共享”的旗号，但共享的容量也仅仅是新能源场站相关投资成本的转移，是新能源强配储能的背景下的一个变通。新能源场站的实际运营跟储能电站并无关联，独立储能电站其实是受电网直接调度管理的灵活性电源。

 

显然，“容量租赁”仅仅是特殊背景下的一个特殊收入，独立储能电站未来的长效发展，必将依赖于电力市场改革的进一步推进。

 

2022年，独立储能电站是否还能保持发展势头？拭目以待。