独立储能电站对储能系统的挑战

独立储能电站正成为储能建设重要方式之一，主要原因是政策保障和盈利渠道多元化！

招标占比

不考虑场景不明确集采，独立储能，22年招标9.5GW/19.08GMh， 占比49% 、装机7.23GMh；23年Q1招标2.3/4.9GMh,占比46.4%。

交易主体地位明确

2021年《电力辅助服务管理办法》和2022年《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》，明确独立储能可作为交易主体参与电力市场交易。

收益渠道多样保障盈利

202年《电力现货市场基本准测(征求意见稿)》，储能可参与容量补偿、现货市场、辅助服务：山东、山西、广东、甘肃制定储能参与现货市场细则，山东22年6家独立储能合计503MI已参与参与现货市场交易。部分省市提出。独立储能容量可作为新能源开发商相赁抵配储要求。

未来，独立储能或将因收益渠道多元化取代新能源配储，趋势将更加明显。

新能源配储：强配下，国内经济性不足，“资源浪费”

①利用率低：

新能源配储等效利用系数仅为6.1%，低于电化学储能12.2%的平均水平，在各场景中利用系数最低;中电联19家企业储能电站电源侧运行小时仅1.44h。

②建而难用：

1)电力交易机制中新能源交易时序优先，“保量”：报量不报价，所配储能”无须”发挥价值;

2) 现货市场尚未开展，中长期价格区间有限，无法获利;

3)设备接入但很难被调度

独立储能收益渠道多元化

“容量租赁”仍为现行各省份主要收益来源，但各省份政策存在差异，逐步拓展“辅助服务、峰谷套利、容量租赁”等收益渠道。

独立储能电站建设依然面临诸多挑战

独立储能电站分布全国各区域，面临着多样复杂外部环境，包括西北、华北、东北低温限制，也有沿海盐蚀环境。

地域分布：

结合22年及23年Q1项目招标数据，20省份已发布独立储能招标。其中，宁夏、山东、山西位列CR3，合计发标达12.95GM%，占比47.6%。其中，宁夏招标规模达5.36GWh，遥遥领先。

独立储能大电站，利于调度，但也带来了烦恼：更多土地占用、更多电芯运维管理、更高安全保护，更大投入成本。

单体规模：

MMh起步，甚至部分规模接近GWh。2022年及2023年独立储能100MWh及以上占比80%。

更大规模，更复杂的系统：

以LF280Ah电为例，

100Mh占地5~6亩，11万颗电芯；

400Mh占地20~24亩，45万颗电芯；

800Mh占地408亩，90万颗电芯。

占地面积的增多，更多土地资源成本；电芯数量更多，电芯管理难度将指数级提升，系统效率面临损耗，储能电池聚集更多，需要更高安全保护。

容量租赁并非长久之计，依然需要参加多种交易品种，复杂多样的运行工况，更应提升运营管理水平，提高收益，降低风险。

容量租赁“不稳定”：

在青海、新疆、甘肃等省份，储能租赁容量仍归新能源场站使用，导致租赁后容量拓展其他渠道收益时需与新能源场站分摊。目储能巧目招标租赁期偏短，多为6个月，为确保新能源发电项目按期顺利并网发电。

多种交易品种，运维难题提升：

收益要由“容量租赁+现货市场+容量备用+插助服务来保障，储能运行工况余加复杂多样。

①联合运行工况，可采取策略。分时段参加现货市场或辅助服务，或分容量参加现货市场或辅助服务，系统运营更为重要

②储能电池，持续不断的变化S，系统散热将更为重要。

独立储能电站对储能系统的挑战

安全性与经济性仍是制约独立储能落地的关键因素，安全性是天然属性，经济性是发展动力。