储能发生了什么结构性转变？

储能的结构性转变——从配建到独立，从分散到集中。

政策支持下，独立储能崭露头角。2022 年 5 月，国家发改委、国家能 源局联合发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通 知》，提出独立储能的条件为：具备独立计量、控制等技术条件，接入 调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运 营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目。即独立储能主 要包括电网侧储能，电源侧配建的表后储能满足条件也可转为独立储能。 文件提出，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，充分发挥独 立储能技术优势提供辅助服务。

电网侧储能拟建及在建项目快速增加。根据中国化学与物理电源行业 协会储能应用分会统计，2022 年 Q1 和 Q2，集中式新能源配储并网规 模分别为 17MW、120MW，占全部储能并网的 36.19%和 37.08%；电 网侧储能并网规模分别为 10MW、70MW，占全部储能并网的 21.29% 和 21.73%。从规划项目看，2022Q1 和 2022Q2 拟在建电网侧储能规 模分别为 501MW、2428MW，环比增加 384.69%，高于集中式新能源 配储的 210.93%。我们认为，电网侧储能的高增所体现的是当前新能 源主流的分散自建配储模式不能完全满足电网对稳定运行及新能源消纳 的需求，独立储能正在登上舞台。

多省发布示范项目推动独立储能发展。2021 年底至今，山西、浙江、 山东、河北省先后发布新型储能示范项目清单，其中以电化学独立储能 项目为主，我们统计其中共有电化学独立储能项目 83 个，建设规模合 计 8.73GW，平均单个项目规模在 100MW 以上。

从电力系统角度看，集中式独立储能比新能源分散配储优势明显。独 立储能优势主要体现在：（1）新能源配储分散在各个场站，与场站作为 同一调度主体，调度权在场站而不在电网。由于各个场站出力曲线的不 同， 这种做法将使得场站各自为政，造成储能资源的闲臵和浪费。而 集中式储能被电网调度，可以集中区域内储能资源统一控制调配，发挥 规模和集群效应。（2）独立储能单体容量大，直接并入主网接受调度， 对储能系统的运作性能及可靠性要求更高；而多数新能源项目业主将配 储视为纯成本项，对价格更为敏感。我们统计 7 月储能项目招标价格， 新能源配储平均中标价为 1.56 元/W，而独立储能平均中标价为 2.15 元 /W，体现独立储能对系统及设备的要求相对更高，将对电力系统发挥 更为积极的作用。

当前独立储能仅在部分地区具备可行性。在此前发布的《新型电力系 统系列 1：独立储能电站调峰、调频经济性探讨》中我们测算，在造价 1.80 元/Wh、年调用 500 次、调峰补偿标准 0.7 元/kWh 的条件下，调 峰储能电站的项目 IRR 为 9.16%；当调峰补偿在 0.5 元/kWh 以下时， 独立储能项目经济性表现不佳。同时，当前大多数地区未对独立储能年 调用次数做出保障，项目收益率测算难度大，降低企业投资积极性。因 此，在当前辅助服务补偿标准/峰谷价差下，独立储能想要达到全面经 济性，还需寻找其他盈利途径。