2022年儲能電池和儲能逆變器漲價，帶來儲能價格上漲。據不完全統計，8月儲能系 統中標均價為1.62元/Wh，相較于2022年初均價1.22元/Wh上漲了33%。漲價后光儲電站收益率將下降2-3pct，強制配儲要求下刺激獨立儲能和儲能租賃模式的出現。
獨立/共享儲能具備規模化降本優勢，可通過租賃調峰能力和參與輔助服務或電力市 場交易獲得收益，根據相關計算，獨立儲能的收益率可達到8.4%，2022H1并網投運的獨立儲能電站共2座、啟動施工建設的項目共17個、進入/完成EPC和儲能設備招標的項目共64個，總計規模9.24GW/18.55GWh。
獨立/共享儲能是中國當前市場下儲能盈利的很好的模式，或在國內成為主流。
1.漲價后電站收益率下降，刺激共享儲能模式發展
◆ 儲能漲價使得電站收益率下降，強制配儲要求下，刺激獨立/共享儲能模式發展。假設100MW的運營規模， 配儲10%*2h，考慮到組件成本上漲，因此電站成本為4元/W，儲能成本為1.8元/W配儲后電站綜合成本為 4.36元/W（漲價前為4.1元/W），則較漲價前收益率下降2pct左右。
因此漲價會影響一定的需求，但國內是強制配儲，獨立/共享儲能的模式將得以推廣。共享儲能指以電網為紐帶，將獨立分散的電網側、電源側、 用戶側儲能電站資源進行全網的優化配置，交由電網進行統一協調，推動源網荷各端儲能能力全面釋放。
100MW配儲25%*2h的經濟性測算
共享儲能模式興起
2 共享儲能優勢凸顯，收益多樣化
共享儲能優勢：
◆ 1、滿足強配要求：強制配儲的要求可通過租賃方式完成，電站的初始投資成本降低；
◆ 2、規模化降本：規模化建設是有利于降低成本，第三方獨立儲能運營商得以發展；
◆ 3、參與調度：更加集中參與電網調峰調頻、回收棄電等服務，提高儲能使用率和收益率；
共享儲能利潤來源：
◆ 1、租賃收益：為新能源電站提供儲能能力租賃服務；河南省新政策建議租賃費用標準為260元/kW·年，是 全國首次政策制定層面提出租賃費用標準。
◆ 2、參與輔助服務或電力市場交易：通過參與電網調用，獲取調峰調頻服務費；或通過參與電力現貨交易市場，尤其是與工商業企業達成購電合作，實現峰谷價差盈利；統一回收電站項目的棄電進行并網。
圖表：湖南、山東共享儲能電站盈利模式
3 共享儲能案例分析
山東省某100MW/200MWh共享儲能項目
◆ 電網特征：火電為主，已建立輔助服務和現貨市場
◆ 收益來源：儲能租賃、調峰、計劃電量獎勵收益
◆ 假設：成本2元/wh(超配10%)，租賃費用330元 /kw，調峰調用500次/1000小時·每年，運營25年
◆ 經濟性：IRR8.4%
山東省某共享儲能項目分析
4. 獨立/共享儲能有望成為我國儲能市場主要形式
◆ 獨立儲能電站建設如火如荼。現在大部分大儲項目是電網旗下子公司招標建設并運營，是中國當前市場下儲 能盈利的很好的模式，這個商業模式可能再國內成為主流。
根據儲能與電力市場統計，2022年上半年并網投 運的獨立儲能電站共2座、啟動施工建設的項目共17個、進入/完成EPC和儲能設備招標的項目共64個，總計規模9.24GW/18.55GWh；
目前投運+建設的僅占7%左右，EPC/設備采購的占22%左右，71%項目還處在 規劃可研階段。隨需求提升，后期開工率有保證，行業長期發展有望持續向好。
2022H1各地已開工和已啟動EPC/設備采購的 獨立儲能項目規模（MW）
2022H1獨立儲能項目進展（GW）
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