新能源+储能”成标配！储能结构性转变释放什么信号？

发布时间：2022-09-27 10:52:40 作者：来源：

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浙江诺电电力科技有限公司主要生产光伏并网柜、光伏箱变、预制舱、储能舱、充气柜、环网箱和35kV高压柜等产品。产品专供国家电网、轨道交通、高速公路、通讯、化工、冶金及其他工业客户。浙江诺电电力在全国设有18个办事处，强大的销售和售后服务网络体系，对客户承诺24小时服务响应机制

随着“新能源+储能”日渐成为标配，从“配不配储能”到“配怎样的储能”，储能系统落地的规范要求、技术标准正在成为行业关注的焦点。从配建到独立，从分散到集中，储能的结构性转变又释放出什么信号？

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。

图:2021Q1&2022Q1电化学储能装机结构(MW)

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图:2021Q2&2022Q2电化学储能装机结构(MW)

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图片来源：中国储能网，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会，中泰证券研究所

储能蓝海起步，海外户储爆发

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%。

图:2022Q1&2022Q2拟建及在建电化学储能应用结构(MW)

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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%。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。

图:各省独立储能示范项目（电化学）

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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。

据统计的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。

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