獨立儲能電站在2021年絕對風姿獨秀：
總項目個數(shù)超過138個（規(guī)劃、在建、投運項目）
總規(guī)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(yè)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(shù)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(shù)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(qū)域內(nèi)儲能系統(tǒng)利用水平為主要目的獨立儲能電站模式得到了發(fā)展機遇。
盡管項目規(guī)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(jīng)濟收益不確定性大、項目開發(fā)周期長、項目初投資動輒幾個億等多個多道攔路虎。
根據(jù)儲能與電力市場的統(tǒng)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(guī)劃容量的3.8%。
租賃+調(diào)峰是目前唯一可行的商業(yè)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(diào)峰的模式，為項目計算經(jīng)濟賬。
租賃
新能源發(fā)電并網(wǎng)需要配套調(diào)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(fā)改委發(fā)布的《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)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(diào)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(jīng)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(nèi)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(qū)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(diào)峰
調(diào)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(jīng)出臺直接針對儲能的調(diào)峰電價的地區(qū)并不多。此外，全年調(diào)峰利用小時數(shù)的多少，也直接決定了調(diào)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(qū)域中，儲能調(diào)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(diào)峰收入，不計算財務、運維等等其他成本的情況下，靜態(tài)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(fā)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(fā)布的“兩個細則”（ 《并網(wǎng)主體并網(wǎng)運行管理規(guī)定》《電力系統(tǒng)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(jiān)辦發(fā)布了《山西獨立儲能電站參與電力一次調(diào)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(tǒng)提供一次調(diào)頻輔助服務，并根據(jù)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(diào)頻之前并無補償，考核量也很低。山西省AGC調(diào)頻輔助服務全年總補償量大約為4億元，假設一次調(diào)頻也做到如此的市場規(guī)模，全年補償4億元左右。山西省2019-2021年，已經(jīng)規(guī)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(lián)，獨立儲能電站其實是受電網(wǎng)直接調(diào)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(fā)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(fā)展勢頭？拭目以待。
