獨立儲能電站在2021年絕對風姿獨秀：

 

總項目個數超過138個（規劃、在建、投運項目）

 

總規模超過17GW/34GWh

 

涉及山西、湖北、山東等20余省市

 

獨立儲能電站的商業模式在各地得到的快速推廣應用，與新能源強制配儲能不無關系。

 

目前，新能源配儲能項目盈利模式尚未成熟，儲能利用小時數極低（有風電場運營商表示，其名下風電+儲能項目，儲能年利用小時數僅為10幾小時），增配儲能項目又將極大地提高新能源場站投資成本，因此以共享儲能容量、提高區域內儲能系統利用水平為主要目的獨立儲能電站模式得到了發展機遇。

 

盡管項目規劃風風火火，但在體量龐大的項目清單背后，也潛藏著市場機制尚不健全、經濟收益不確定性大、項目開發周期長、項目初投資動輒幾個億等多個多道攔路虎。

 

根據儲能與電力市場的統計，2021年投運的獨立儲能電站僅9個，投運容量占當年全部規劃容量的3.8%。

 

租賃+調峰是目前唯一可行的商業模式

 

2021年成功投運的獨立儲能電站項目，無一例外，均采用租賃+調峰的模式，為項目計算經濟賬。

 

租賃

 

新能源發電并網需要配套調峰能力，可自建、可購買、可租賃。2021年8月份國家能源局、國家發改委發布的《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》砸實了可通過租賃儲能容量，滿足新增新能源裝機調峰能力建設需求。容量租賃收益成為決定獨立儲能電站項目經濟性的關鍵因素。

 

租賃費用無官方標準，更多的是基于項目的收益需求，通過反推進行核算，目前全國范圍內普遍的收費范圍為250-350元/kW。

 

以一個100MW/200MWh的儲能電站為例，租賃意味著可保障每年3000萬左右的固定收入。若該地區缺乏相關政策支持租賃模式，獨立儲能電站的開展將十分困難。

 

調峰

 

調峰是除了租賃費用外，儲能電站落地的另一個保證。

 

目前，已經出臺直接針對儲能的調峰電價的地區并不多。此外，全年調峰利用小時數的多少，也直接決定了調峰收益的多寡。畢竟，儲能是需要用起來，實實在在放出去電，才能掙錢。

 

以一個100MW/200MWh的獨立儲能電站為例，幾個典型區域中，儲能調峰的收益情況如下表。

 

 

100MW/200MWh的獨立儲能電站，假設投資成本4億，年3000萬租賃費用+年2000萬左右的調峰收入，不計算財務、運維等等其他成本的情況下，靜態投資期8年（4億成本 VS 0.5億年收入）。

 

顯然，獨立儲能電站的發展，故事并不好講，需要開拓更多的盈利模式。

 

輔助服務市場的放開

 

能否為獨立儲能電站帶來更多收益

 

2021年底新發布的“兩個細則”（ 《并網主體并網運行管理規定》《電力系統輔助服務管理辦法》）,擴大了輔助服務的提供主體（含儲能），豐富了輔助服務的服務品種，讓大家對未來儲能電站的盈利模式的突破充滿了希望。

 

2021年12月30日，山西能監辦發布了《山西獨立儲能電站參與電力一次調頻市場交易實施細則（試行）》，獨立儲能電站可通過市場競價的形式（報價范圍為5-10元/MW），為系統提供一次調頻輔助服務，并根據性能、里程獲取收益。這或許會成為全國各地獨立儲能電站參與電力輔助服務的序幕。

 

但輔助服務的收益能否支撐獨立儲能電站運行，仍待觀察。山西省一次調頻之前并無補償，考核量也很低。山西省AGC調頻輔助服務全年總補償量大約為4億元，假設一次調頻也做到如此的市場規模，全年補償4億元左右。山西省2019-2021年，已經規劃/公布了超過10GWh的獨立儲能電站項目，總投資將超200億，顯然4億元的年收入不足以支撐200億的總投入。

 

2021年異軍突起的獨立儲能電站，雖然打著“容量共享”的旗號，但共享的容量也僅僅是新能源場站相關投資成本的轉移，是新能源強配儲能的背景下的一個變通。新能源場站的實際運營跟儲能電站并無關聯，獨立儲能電站其實是受電網直接調度管理的靈活性電源。

 

顯然，“容量租賃”僅僅是特殊背景下的一個特殊收入，獨立儲能電站未來的長效發展，必將依賴于電力市場改革的進一步推進。

 

2022年，獨立儲能電站是否還能保持發展勢頭？拭目以待。