独立储能或成为国内大储主要模式

2022年储能电池和储能逆变器涨价，带来储能价格上涨。据不完全统计，8月储能系 统中标均价为1.62元/Wh，相较于2022年初均价1.22元/Wh上涨了33%。涨价后光储电站收益率将下降2-3pct，强制配储要求下刺激独立储能和储能租赁模式的出现。

独立/共享储能具备规模化降本优势，可通过租赁调峰能力和参与辅助服务或电力市 场交易获得收益，根据相关计算，独立储能的收益率可达到8.4%，2022H1并网投运的独立储能电站共2座、启动施工建设的项目共17个、进入/完成EPC和储能设备招标的项目共64个，总计规模9.24GW/18.55GWh。

独立/共享储能是中国当前市场下储能盈利的很好的模式，或在国内成为主流。

1.涨价后电站收益率下降，刺激共享储能模式发展

◆ 储能涨价使得电站收益率下降，强制配储要求下，刺激独立/共享储能模式发展。假设100MW的运营规模， 配储10%*2h，考虑到组件成本上涨，因此电站成本为4元/W，储能成本为1.8元/W配储后电站综合成本为 4.36元/W（涨价前为4.1元/W），则较涨价前收益率下降2pct左右。

因此涨价会影响一定的需求，但国内是强制配储，独立/共享储能的模式将得以推广。共享储能指以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、 用户侧储能电站资源进行全网的优化配置，交由电网进行统一协调，推动源网荷各端储能能力全面释放。

100MW配储25%*2h的经济性测算

共享储能模式兴起

2 共享储能优势凸显，收益多样化

共享储能优势： 

◆ 1、满足强配要求：强制配储的要求可通过租赁方式完成，电站的初始投资成本降低；

◆ 2、规模化降本：规模化建设是有利于降低成本，第三方独立储能运营商得以发展；

◆ 3、参与调度：更加集中参与电网调峰调频、回收弃电等服务，提高储能使用率和收益率；

共享储能利润来源：

◆ 1、租赁收益：为新能源电站提供储能能力租赁服务；河南省新政策建议租赁费用标准为260元/kW·年，是 全国首次政策制定层面提出租赁费用标准。

◆ 2、参与辅助服务或电力市场交易：通过参与电网调用，获取调峰调频服务费；或通过参与电力现货交易市场，尤其是与工商业企业达成购电合作，实现峰谷价差盈利；统一回收电站项目的弃电进行并网。

图表：湖南、山东共享储能电站盈利模式

3 共享储能案例分析

山东省某100MW/200MWh共享储能项目 

◆ 电网特征：火电为主，已建立辅助服务和现货市场 

◆ 收益来源：储能租赁、调峰、计划电量奖励收益 

◆ 假设：成本2元/wh(超配10%)，租赁费用330元 /kw，调峰调用500次/1000小时·每年，运营25年 

◆ 经济性：IRR8.4%

山东省某共享储能项目分析

4. 独立/共享储能有望成为我国储能市场主要形式

◆ 独立储能电站建设如火如荼。现在大部分大储项目是电网旗下子公司招标建设并运营，是中国当前市场下储 能盈利的很好的模式，这个商业模式可能再国内成为主流。

根据储能与电力市场统计，2022年上半年并网投 运的独立储能电站共2座、启动施工建设的项目共17个、进入/完成EPC和储能设备招标的项目共64个，总计规模9.24GW/18.55GWh；

目前投运+建设的仅占7%左右，EPC/设备采购的占22%左右，71%项目还处在 规划可研阶段。随需求提升，后期开工率有保证，行业长期发展有望持续向好。

2022H1各地已开工和已启动EPC/设备采购的 独立储能项目规模（MW）

2022H1独立储能项目进展（GW）

储能产业交流群

2021年全球电化学储能装机规模21.1 GW。其中，锂离子电池93.9%；铅蓄电池2.2%；钠基电池2.0%；液流电池1.2%；超级电容器0.2%；其它0.5%。到2025年，预计电化学储能增量将达到12GW/年，累计装机约40GW。在储能产业链中，各种电化学储能技术、新材料、先进制造设备、储能配套设施等都迎来了爆发式增长的机会。为促进储能产业行业交流，艾邦特建有“储能产业交流群”，欢迎业内人员加入。

方法：长按识别二维码关注公众号，点击公众号下方菜单栏“微信群”，申请加入群聊。

原文始发于微信公众号（艾邦储能与充电）：独立储能或成为国内大储主要模式