2022储能盘点：独立式储能周年考

春风野火般，独立式储能电站成为了2022年中国储能市场绝对的明星。

全年并网投运电站38座，启动施工建设和EPC/设备招标的电站109座，总规模达16.5GW/35GWh。另外，2022年还新增公开宣布独立式储能电站142座，总规模28.3GW/67.6GWh，显然这将是2023年独立式储能增长的最强储备力量。

相对于2022年上半年仅投运2座，规划量大、投运量小、叫好不叫座的窘态，独立储能电站在2022年下半年完全打开了局面。预计将占据我国2022年储能新增投运装机规模的半壁江山（详细的2022储能项目数据分析，将于近期推出，敬请期待）。

最活跃的区域有哪些？投运后实现项目收益的确定与不确定性有哪些？2023年还需关注哪些区域？本文将重点解答。

从2022年独立式储能电站进入实质进展的项目（包括投运、在建、完成招投标的项目）来看，山东项目的体量最大，宁夏投运总量领衔，湖南湖北快速赶上，山西雷声大雨点小，广东GWh级大项目蓄势待发。

山东2021年启动运行的首批5个独立储能示范项目，引领了中国独立式储能电站发展的热潮。山东“容量租赁+调峰/电力现货+容量补偿”的商业模式，已然成为了中国目前独立式储能电站的盈利样板。2022年山东又启动了总计29个、总规模超过3.1GW的第二批市场项目，但对比年终投运项目数据来看，投运规模显然并未达预期，发展瓶颈显现。

2022年年初，宁夏就以大量项目纷纷启动，引起了储能与电力市场的关注。调峰补偿0.8元/kWh，全年不少于300次，补偿力度位居全国前列。

2022年底，宁夏自治区发改委发布的《宁夏回族自治区光伏发电项目管理办法（试行）（征求意见稿）》提出，光伏需配建或租赁储能设施，储能设施需与光伏项目同步规划、同步建设、同步投运，显然将成为宁夏独立式储能项目开展的又一助推手。

根据储能与电力市场的统计，宁夏独立式储能全年投运项目规模达到0.9GW/1.8GWh，已进入实施阶段的项目超2GW/4GWh，宁夏已经跃然成为国内最大的独立式储能市场。

山西2022年新增的独立式储能电站主要由在建和完成招投标的项目组成，总规模为22.2GW/41.2GWh。与总规模相对比，山西的独立式储能电站2022年未出现投运项目，雷声大雨点小，市场观望情绪严重。

山西项目EPC报价大多数位于3元/Wh左右，远高于其他区域，开发方对于项目能否顺利实现盈利的担忧，或是阻挡山西独立式储能项目建设、投运的最大拦路虎。

同样具有较大规模规划量、却无新增投运项目的还有甘肃。2023年新年伊始，正式发布的《甘肃省电力辅助服务市场运营规则（试行）》，在全国内首次为独立式储能电站开启了调峰容量市场。新政是否能改变目前的局面，显然还需要市场一定的时间来消化。（可参考文章：容量租赁收入、调峰容量补偿无法兼得，甘肃储能算账难）

经过2021年的探索、2022年调峰示范项目的实践，在各地政策的助推下，独立式储能电站已经形成了较为稳定的商业模式：

· 容量租赁+调峰辅助服务

· 容量租赁+现货市场+容量补偿

· 容量租赁+现货市场+一次调频

根据不同地区现货市场及电力辅助服务市场的改革进展，独立式储能电站在以上几种商业模式中推进，较为典型的区域的商业模式选择如下表所示。

政策层面正在陆续做准备，但实际的执行实施，还存在一定的困难。项目要实现盈利，仍需要看2023年改革的进度，尤其是辅助服务市场改革的进一步突破。

储能容量租赁，实际上是新能源强配储能的变相实现。在现有的商业模式下，新能源发电企业租赁储能容量，是独立式储能电站收益的最重要来源，基本占据所有收益的50%左右。

从2022年各地持续出台的政策来看，鼓励建设集中共享储能电站，新能源以购买/租赁储能容量的方式满足系统调峰能力需求，仍是主推方向。但新能源发电企业是否会持续10年以上，并付出较大成本租赁储能容量，存在一定的实现困难。

发电集团或开发有大量新能源项目的发电企业，通过内部资源协调尚可实现账面上租赁收入，民营资本投资开发的项目，显然在寻找容量承租方上，要下一番苦功夫。(可参考文章：储能容量租赁，想说落地不容易)

另外，新能源配储比例水涨船高，或将导致发电企业重新考虑自建储能。2022年末，山东省发布了《山东省2022年市场化并网项目名单》，配储比例达到了40%/2小时。如此大比例配置储能，在目前约定俗成的300-330元/kW·年的储能容量租赁费用下，发电企业是选择自建、还是租赁储能，显然会出现摇摆。（可参考文章: 山东6.9GW市场化新能源项目：配储比例近40%，总规模2.7GW/5.4GWh）

电力现货市场价差，显然给了独立储能电站更多的想象空间。结合山东、山西的电力现货市场价格，假设储能电站对市场价格预测完全准确，并且全年运行330天的情况下，储能与电力市场模拟计算得出，2小时的储能系统，在电力现货市场下可以获得的平均价差超过0.5元/kWh，并可实现全年260次以上的完全充放电次数。

事实上，尽管现货价差可观，但山东独立式储能电站的运行过程中，仍有储能运营方表示，在参与电力现货市场时并未获取较大利益，其部分月份充放电收益甚至出现了负数的局面。储能的充放电时机的把握、充放电循环效率问题以及参与电力市场时各项分摊费用，都影响了储能电站的实际收益。

随着独立式储能电站的不断投运，考验运营能力的时刻显然到了。这其中既包含对市场电价的预测判断、也包含整个项目的运行管理，预测准、充放电循环效率高的项目显然会因此获益。

山西的一次调频市场，被寄予厚望。储能与电力市场的测算显示，一个100MW/200MWh的独立储能电站，分配10MW/20MWh容量参与一次调频市场后，依据现行试运行规则，理想情况下，可获得一次调频补偿尽1.5亿元/年。但山西省全年的整体辅助服务补偿费用约为6亿元左右。市场总容量的限制，显然实现巨额收益的可能性并不高，市场规则可能还将面临调整（可参考文章：山西独立储能电站商业模式详解）

而调峰辅助服务方面，除南网、宁夏等区域制定有较高的调峰补偿标准外，其他区域的调峰辅助服务，大都参照燃煤深度调峰辅助服务进行。预计调峰补偿标准将为0.2元/kWh左右，储能电站每天可进行一次充放电循环。一个200MWh的储能电站，按充电量进行计算调峰补偿，全年运行330天，可获得收益约为1320万。

由于辅助服务费用目前主要由发电企业通过上网电量进行分摊，未来辅助服务服务费用将会逐渐进入用户侧电价体系（可参考文章：1月用户侧电价全景解析：江浙沪领跑，辅助服务费用进电费）。但为保持电价稳定，短期内辅助服务费用一定不会出现大幅上升。储能电站提供辅助服务，是收益的有益补充，实现盈利，还需依靠储能容量租赁等其他收益途径。

2023去哪里开展独立式储能电站项目？显然是目前大家最关心的问题之一。

根据储能与电力市场项目数据库的统计，2022年公开宣布，但并未进入实质阶段（即还未完成EPC/储能系统采购招标）的独立式储能电站容量为28.3GW/67.7GWh。显然这些项目将成为2023年独立式储能电站最主要的增量。广东、内蒙、河南值得重点开拓。