獨立儲能電站正成為儲能建設重要方式之一，主要原因是政策保障和盈利渠道多元化！

招標占比

不考慮場景不明確集采，獨立儲能，22年招標9.5GW/19.08GMh， 占比49% 、裝機7.23GMh；23年Q1招標2.3/4.9GMh,占比46.4%。

交易主體地位明確

2021年《電力輔助服務管理辦法》和2022年《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，明確獨立儲能可作為交易主體參與電力市場交易。

收益渠道多樣保障盈利

202年《電力現貨市場基本準測(征求意見稿)》，儲能可參與容量補償、現貨市場、輔助服務：山東、山西、廣東、甘肅制定儲能參與現貨市場細則，山東22年6家獨立儲能合計503MI已參與參與現貨市場交易。部分省市提出。獨立儲能容量可作為新能源開發商相賃抵配儲要求。

未來，獨立儲能或將因收益渠道多元化取代新能源配儲，趨勢將更加明顯。

新能源配儲：強配下，國內經濟性不足，“資源浪費”

①利用率低：

新能源配儲等效利用系數僅為6.1%，低于電化學儲能12.2%的平均水平，在各場景中利用系數最低;中電聯19家企業儲能電站電源側運行小時僅1.44h。

②建而難用：

1)電力交易機制中新能源交易時序優先，“保量”：報量不報價，所配儲能”無須”發揮價值;

2) 現貨市場尚未開展，中長期價格區間有限，無法獲利;

3)設備接入但很難被調度

獨立儲能收益渠道多元化

“容量租賃”仍為現行各省份主要收益來源，但各省份政策存在差異，逐步拓展“輔助服務、峰谷套利、容量租賃”等收益渠道。

獨立儲能電站建設依然面臨諸多挑戰

獨立儲能電站分布全國各區域，面臨著多樣復雜外部環境，包括西北、華北、東北低溫限制，也有沿海鹽蝕環境。

地域分布：

結合22年及23年Q1項目招標數據，20省份已發布獨立儲能招標。其中，寧夏、山東、山西位列CR3，合計發標達12.95GM%，占比47.6%。其中，寧夏招標規模達5.36GWh，遙遙領先。

獨立儲能大電站，利于調度，但也帶來了煩惱：更多土地占用、更多電芯運維管理、更高安全保護，更大投入成本。

單體規模：

MMh起步，甚至部分規模接近GWh。2022年及2023年獨立儲能100MWh及以上占比80%。

更大規模，更復雜的系統：

以LF280Ah電為例，

100Mh占地5~6畝，11萬顆電芯；

400Mh占地20~24畝，45萬顆電芯；

800Mh占地408畝，90萬顆電芯。

占地面積的增多，更多土地資源成本；電芯數量更多，電芯管理難度將指數級提升，系統效率面臨損耗，儲能電池聚集更多，需要更高安全保護。

容量租賃并非長久之計，依然需要參加多種交易品種，復雜多樣的運行工況，更應提升運營管理水平，提高收益，降低風險。

容量租賃“不穩定”：

在青海、新疆、甘肅等省份，儲能租賃容量仍歸新能源場站使用，導致租賃后容量拓展其他渠道收益時需與新能源場站分攤。目儲能巧目招標租賃期偏短，多為6個月，為確保新能源發電項目按期順利并網發電。

多種交易品種，運維難題提升：

收益要由“容量租賃+現貨市場+容量備用+插助服務來保障，儲能運行工況余加復雜多樣。

①聯合運行工況，可采取策略。分時段參加現貨市場或輔助服務，或分容量參加現貨市場或輔助服務，系統運營更為重要

②儲能電池，持續不斷的變化S，系統散熱將更為重要。

獨立儲能電站對儲能系統的挑戰

安全性與經濟性仍是制約獨立儲能落地的關鍵因素，安全性是天然屬性，經濟性是發展動力。