中國儲能網訊：2022年上半年期間，獨立儲能電站規劃和開發如火如荼，但與之形成對比的是，投運項目卻寥寥無幾。具體來看，上半年并網投運的獨立儲能電站共2座、啟動施工建設的項目共17個、進入/完成EPC和儲能設備招標的項目共64個，總計規模9.24GW/18.55GWh。
從地域上看，上半年已有實質性進展的獨立式儲能項目大多來自已經啟動年度儲能示范項目申報的地區，例如山東、湖北、山西、寧夏、浙江、河北、湖南等地。由于儲能示范項目通常對項目并網時間有明確要求，因此這些地區的項目通常進展較快。
此外，在安徽、河南、新疆、甘肅等對新能源高比例配置儲能有較高要求的地區，也有較大體量的獨立式儲能項目正處于早期可研、勘測和備案階段。
圖：2022年上半年各地已開工和已啟動EPC/設備采購的獨立式儲能項目規模
一個對照
2022年1-6月，獨立儲能電站：
●已進入前期規劃和可研設計、啟動EPC/設備采購、在建、投運階段約180個。
●涉及24個省、市、自治區。
●項目總規模26.6GW/53.6GWh。
圖 2022年上半年獨立式儲能項目進展
規劃裝機與實際落地的矛盾
盈利水平不及預期的現實
53.6GWh VS 18.55GWh，進入實際投運/建設/啟動建設狀態的項目占總規劃項目的34.6%。
數據之間的差距，折射的是投資方的舉棋不定。想盡辦法勉強算過去的帳（或者還是算不過去的帳），在各種投決會上接受著挑戰。
獨立儲能算經濟賬，目前無外乎兩個模式：
●新能源容量租賃+調峰輔助服務補償。
●新能源容量租賃+現貨市場價差。
新能源容量租賃費用稍后再議，先看調峰輔助服務補償以及現貨市場價差。
調峰補償
不單看單價，還要看調用次數/時長
調峰輔助服務補償是大多數區域獨立儲能電站獲取收益的最主要手段之一。截至目前，南方區域電網各省市、湖南、青海、寧夏等多個區域市場都出臺了獨立儲能電站調峰補償規則。
在為了補償價格究竟幾何糾結的同時，從業者也在費力求證著：一年下來，儲能電站能被電網調用多少次，能有效利用多少個小時。作為不自己產生電力的儲能設備，除了單次補償價格，用，多用，也是決定其盈利水平的關鍵。
以一個100MW/200MWh儲能電站為例，看幾個目前儲能規劃量名列前茅的典型區域：
●山東，2021年示范項目時期，獨立儲能電站調峰補償0.2元/kWh，保證調用時長1000小時/年，全年可獲得補償2000萬元。
●青海，獨立儲能電站調峰補償0.5元/kWh，無明文規定調用時長，預估500小時每年，全年可獲得補償2500萬元。
●湖南，社會投資的儲能電站，參與調峰市場競價，預計補償價0.2元/kWh，預估500小時每年，全年可獲得補償1000萬元。
顯然，綜合考慮調峰補償以及調峰小時數以后，僅依靠調峰輔助服務市場的收益，并不能為儲能電站買單。
現貨市場套利
既要看價差水平，又考驗儲能電站運營水平
進入2022年，隨著越來越多的區域進入電力現貨市場試運行或連續試運行，山西、山東市場下，日現貨價差超過1元/kWh時有出現，山東甚至有負電價出現，顯然給獨立儲能電站的利用價差套利獲取更大利潤帶來了想象空間。
但實際情況是，作為充放電時長2小時（甚至更久）的儲能系統來說，需要看到的不僅僅是全天最高價差，更應考慮的是平均可獲得的充放電電價差。
儲能與電力市場了解到的信息顯示，以山東為例，平均兩小時最高電價約0.7元/kWh左右，平均最低電價是約0.1元/kWh左右，在考慮儲能充電時需要承擔的容量電價(0.0991元/kWh)，以及現貨交易規則下的一些附加成本（約0.02元/kWh）,一個2小時的儲能電站實際可獲得的充放電電價差約為0.5元/kWh左右。
以85%的循環效率，全年運行330天，每天一次充放電循環計算，全年可獲得的現貨市場收益約為2480萬元。
以上收益水平是否能實現，還取決于儲能電站的運營方對充放電時機的把握，作為只申報充放電曲線，不申報充放電價格，優先調度的獨立儲能電站來說，如果做不到對實時電價100%準確預測，那么這一收益水平必然會打折扣。全年2000萬左右現貨市場價差收益，顯然是比較合理的推測。
新能源發電企業，仍舊是買單的大頭
以山東為代表的獨立儲能電站，顯然在現貨市場下，依靠價差收益，并未獲得比提供調峰輔助服務時更具優勢的收益水平。100MW/200MWh的獨立儲能電站，投資總額接近4億元，2000萬的收益顯然不足以支撐電站運營。
在中關村儲能產業技術聯盟舉辦的第72期“儲能百家講堂”上，三峽能源山東分公司的專家在介紹三峽能源慶云儲能示范項目的運營經驗是表示，為保證項目不虧損，該電站全年需要取得的收益水平為6000萬元以上。
2000萬VS 6000萬之間巨大的差距誰來補？顯然還是寄希望于新能源企業的儲能容量租賃。發電企業無論如何，也沒擺脫為儲能的投資買單的命運，只不過從一次性投資，轉變成了按年支付的年度支出。是否能順利出租容量，租金的價格水平，是項目運營方必須解決的難題。
電力現貨市場下的山東獨立儲能電站
盈利恐不及預期
今年3月，山東省2021年投運的5座獨立儲能電站陸續進入電力現貨市場，顯然使得山東成為了國內獨立儲能電站的標桿地區，獨立儲能電站的好與壞似乎都在等著山東的答卷。
7月14日，來自山東電力交易中心的一次總結分析—《獨立儲能參與山東電力市場情況介紹》，可能會給目前的開發熱潮帶來一絲疑慮。
根據此次介紹，山東省一個100MW/200MWh的儲能電站，目前可獲的收益來自三大塊：容量租賃費用、現貨市場價差收益、容量補償費用，如下表所示。
全年總計2000萬+的收益水平，顯然不足以支撐獨立儲能電站運營。容量租賃費用僅600萬元的估算，也顯然體現了業界對于容量是否能全額租出的擔憂。從2021年形成并延續至今的獨立儲能電站的盈利模式，顯然在此測算下，變得有些岌岌可危。
獨立儲能電站是否能長遠發展，顯然需要更多的市場改革的推動，以新能源租賃費用為主要收益源的這一短期的收益模式也需要逐漸被更市場化的收益方式所替代，從而形成更穩定的收益來源。例如推動獨立儲能電站參與多個電力市場，包括電力中長期交易、現貨、調峰、調頻、備用等電能量及電力輔助服務市場，實現多市場聯合優化出清，進而實現獨立儲能電站的多重收益。
