中國儲能網(wǎng)訊：2022年大儲裝機中，獨立儲能和新能源配儲平分秋色。
相關(guān)數(shù)據(jù)顯示，在2022年內(nèi)投運的新型儲能項目容量中，新能源配儲和獨立儲能是裝機的兩大主要類型，容量占比分別為 45%和44%。2022年，并網(wǎng)投運的獨立儲能電站有38座，啟動施工建設(shè)和EPC/設(shè)備招標的多達109座，總規(guī)模16.5GW/35GWh。
以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)對儲能尤其是大容量獨立儲能的需求增長趨勢明顯，據(jù)預(yù)計，獨立儲能未來5年年增裝機規(guī)模有望超過7.2GW。
取代新能源配儲
行業(yè)呼吁擴大獨立儲能、共享儲能比例
政策與市場的雙重加持下，“獨立儲能+共享機制”模式價值愈發(fā)凸顯，有望成為大儲主流形式。
在2022年及2023年一季度，儲能招標按照應(yīng)用場景占比從高到低依次為：獨立儲能、光+儲、風+儲、風光+儲、其他。其中，獨立儲能2022年招標9.5GW/19.08GWh、裝機7.23GWh，2023年一季度招標2.3/4.9GWh。
與新能源配儲模式相比，獨立儲能收益來源更為多樣，獨立儲能電站可以獨立主體身份直接與電力調(diào)度機構(gòu)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議，且不受位置限制，可作為獨立主體參與電力市場。而且，在電力市場化發(fā)展較好的國家，無論是電網(wǎng)側(cè)、發(fā)電側(cè)還是用戶側(cè)，都沒有儲能強配，但這些國家的儲能尤其是電力儲能，都有比較完善的市場機制和盈利模式。
日前，遠景集團高級副總裁田慶軍表示，強配模式下的儲能是沉默資產(chǎn)，導致市場一味追求低價、劣幣驅(qū)逐良幣，這對儲能行業(yè)短期利好、長期利空。他認為，應(yīng)適當解耦新能源和儲能，按節(jié)點細化儲能配備要求，同時明確儲能獨立市場主體地位，允許新能源配儲轉(zhuǎn)為獨立儲能參與現(xiàn)貨市場，實現(xiàn)儲能資源靈活流通，激發(fā)市場活力和推動高質(zhì)量儲能轉(zhuǎn)型。
億緯儲能國內(nèi)區(qū)域銷售中心總經(jīng)理劉洪光也指出，新能源強配儲能面臨著新能源配儲利用率低和電價機制、商業(yè)模式不完善導致建而難用兩方面問題。一方面，新能源配儲等效利用系數(shù)僅為6.1%，低于電化學儲能項目平均等效利用系數(shù)12.2%，在各場景中利用系數(shù)最低，新能源配儲電站日均運行僅1.44h。另一方面，儲能市場以“前端資源關(guān)系+低價格”的模式惡性競爭。具體表現(xiàn)為：一是電力交易機制中新能源交易時序優(yōu)先，按照“保量”模式報量不報價，所配儲能“無須”發(fā)揮價值；二是現(xiàn)貨市場尚未開展，中長期價格區(qū)間有限，無法獲利；三是設(shè)備接入但很難被調(diào)整。
在廈門科華數(shù)能科技市場總監(jiān)陳超看來，“獨立儲能可以解決當前存量新型儲能不具備獨立市場主體身份帶來的結(jié)算難、利用率偏低等問題?！?
國網(wǎng)陜西省電力公司調(diào)度中心總工王康認為，應(yīng)逐步擴大獨立儲能、共享儲能比例?！肮蚕韮δ芗饶芙鉀Q單一場站投資規(guī)模大、運維成本高、利用率低的問題，又能避免儲能過于分散、作用不明顯、調(diào)度業(yè)務(wù)量成倍增長的問題，還能將儲能配置在電網(wǎng)最優(yōu)位置，實現(xiàn)功效最大化。”
“獨立儲能+共享機制”經(jīng)濟性初顯
獨立儲能收益模式大致可分為共享租賃、現(xiàn)貨套利、輔助服務(wù)、容量電價四種。在發(fā)電側(cè)，獨立儲能電站可通過削峰填谷、輔助服務(wù)、容量支撐實現(xiàn)收益，在電網(wǎng)側(cè)可通過調(diào)峰、調(diào)頻等實現(xiàn)收益。
在海外，美國之前只有光伏配儲能項目可以享受ITC補貼，IRA法案中獨立儲能項目也被納入補貼范圍，預(yù)計獨立儲能的占比會有明顯提升。根據(jù)IRA法案，2023年起1MW以上儲能項目可享受高達30%~70%的ITC退稅補貼，經(jīng)濟性將大幅提升。
在國內(nèi)，獨立儲能電站正在成為主要的儲能建設(shè)方式之一，政策保障和盈利渠道多元化是主要原因。
政策方面，2021年《電力輔助服務(wù)管理辦法》和2022年《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》中，明確獨立儲能可作為交易主體參與電力市場交易；2023年6月，國家能源局修訂發(fā)布了《發(fā)電機組進入及退出商業(yè)運營辦法》，進一步規(guī)范了獨立新型儲能進入及退出商業(yè)運營管理的條件。各省也相繼出臺了有關(guān)政策，山東、寧夏、湖北、湖南成為獨立儲能裝機大省。
全國典型省份新型儲能參與市場運行機制
資料來源：公開資料、高工產(chǎn)研儲能研究所（GGII）整理，2023年5月
盈利渠道方面，2022年《電力現(xiàn)貨市場基本準測(征求意見稿)》中提到，儲能可參與容量補償、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)；山東、山西、廣東、甘肅制定儲能參與現(xiàn)貨市場細則，部分省市提出，獨立儲能容量可作為新能源開發(fā)商租賃抵配儲要求。
山東通過將獨立儲能電站進入市場化機制的方式有效地盤活了儲能電站的運營。據(jù)高工產(chǎn)研（GGII）了解，自2022年3月山東首批投運的6座獨立儲能電站（總?cè)萘?12MW）參與電力現(xiàn)貨交易以來，約10個月的時間內(nèi)，共計參與現(xiàn)貨市場交易電量已超2億千瓦時。在獨立儲能模式下，儲能電站盈利性較好，舉例來說，某儲能電站100MW/200MWh磷酸鐵鋰電池儲能系統(tǒng)年凈收益為154萬元。
在儲能逐步市場化發(fā)展、“獨立儲能+共享機制”商業(yè)模式逐步成熟的背景下，隨著可再生能源并網(wǎng)的增多，新型儲能用于提升電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力將迎來規(guī)模化發(fā)展，同時在工商業(yè)儲能等用戶側(cè)多元應(yīng)用場景下展現(xiàn)其多重價值。
獨立儲能的下一站
值得注意的是，當前獨立儲能行業(yè)尚處于發(fā)展初期。獨立儲能的商業(yè)模式要走向成熟，仍受到容量租賃缺乏落地機制，容量價值的規(guī)則仍需深入探索與實踐，現(xiàn)貨市場處于建設(shè)初期，且多數(shù)省份獨立儲能納入輔助服務(wù)市場主體政策尚待落地，市場信息披露機制有待完善等多重因素制約。
劉洪光也指出，獨立儲能大電站利于調(diào)度，但也帶來了“大”的煩惱：更多土地占用、更多電芯運維管理、更高安全保護，更大投入成本。以采用LF280Ah電芯的獨立儲能電站為例，100MWh占地5~6畝，11萬顆電芯；800MWh占地40~48畝，90萬顆電芯。
因此，獨立儲能電站要取得長遠發(fā)展，既需要技術(shù)要不斷進步，也需要完善政策機制，深化推動市場改革，加速電力市場構(gòu)建。
在技術(shù)層面，需要對低成本、大容量、長時間、跨季節(jié)調(diào)節(jié)的儲能技術(shù)進行持續(xù)突破。
在政策機制方面，應(yīng)總結(jié)先進省份獨立儲能政策及實際投運項目的經(jīng)驗，結(jié)合各省實際情況，充分考慮地方政府、電網(wǎng)企業(yè)、新能源場站業(yè)主及儲能投資方等各方利益訴求。
在收益來源方面，通過建立市場化程度較高的多層次統(tǒng)一電力市場體系，使獨立儲能容量價值及能量價值得到充分體現(xiàn)，用更市場化的收益方式替代新能源租賃這一短期收益模式。
在資金來源方面，市場應(yīng)選擇產(chǎn)業(yè)金融能力較強、具備投資成功案例的金融機構(gòu)，根據(jù)不同區(qū)域不同收益來源特點設(shè)計融資方案，并拓展新能源場站業(yè)主之外的多元化投資主體。
業(yè)內(nèi)一致認同的是，“交給電力市場，才能真正體現(xiàn)出儲能價值?！倍殡S著電力現(xiàn)貨市場的加速構(gòu)建，獨立儲能商業(yè)模式已經(jīng)初現(xiàn)曙光，并有望成為大儲建設(shè)新的增長極，為新型電力系統(tǒng)的建設(shè)提供重要支撐作用。
