世界焦点！河南独立储能：盈利模式难落地，新能源背负沉重压力

2022年11月、2023年2月，3个月以内，河南连续发布了两期独立储能示范项目清单，共产生独立储能电站需求3.6GW/7.2GWh，一时风头无二。

但跑步前进的规划，显然缺乏落地的支撑。截至目前，河南省尚无独立储能项目进入实质的建设阶段，第二批示范项目中，磷酸铁锂项目要求原则上在2023年6月月底前建成投产，估计也将面临延期的窘境。

河南省独立储能电站算过经济账，主要依靠于储能容量租赁以及调峰辅助补偿。其中容量租赁是占比最高的一环。而调峰补偿更依赖于市场实际结算价格的多寡。

【资料图】

河南省电网调峰压力大，从市场的补偿量就可以直观反映。2022年，河南省深度调峰补偿月均达到了15375万元，在全国都名列前茅。与此同时，新能源场站，尤其是风电，承担的大部分调峰辅助服务分摊，分摊比例接近80%。

在这样的前提下，新能源既要为租赁储能容量买单，又要为调峰补偿分摊提供最大支撑，新能源租赁储能容量的动力显然会大打折扣。或者在租赁合同之中，也会加入相应条款要求分享储能调峰的收益。无论何种形式，河南的独立储能电站落地都将面临较大困难。

包括河南在内，独立式储能电站的长久发展，还需依靠市场机制为灵活性资源合理定价，并创造公平公正的应用场景。

河南储能示范项目

跑出加速度

河南省独立储能示范项目的推进，从开始项目遴选，到项目清单出台，跑出了加速度。

2022年9月13日，河南省发改委发布《河南省发展和改革委员会关于开展2022年度省级独立储能电站示范项目（第一批）遴选工作的通知》，正式开始省级独立储能电站示范项目遴选。

2022年11月15日，第一批储能示范项目清单公示。11个项目，储能总容量1.1GW/2.2GWh。

2022年12月，河南省发改委发布《河南省发改委关于开展第二批省级独立储能电站示范项目遴选工作的通知》，开启第二批省级独立储能示范项目遴选。

2023年2月14日，第二批储能示范项目清单公示。27个项目，储能总容量2.5GW/5GWh。

不到半年的时间内，河南省连续规划两期独立储能示范项目，储能总容量达到3.6GW/7.2GWh（具体项目清单可见文后）。

2022年8月、2023年2月相继发布的《河南省“十四五”新型储能实施方案》和《河南省碳达峰实施方案》为河南省的新型储能设定的发展目标是2025年装机规模2.2GW以上。2批次独立储能示范项目的装机规模，显然已经将这一目标轻松拿下。

加速跑的储能项目规划让河南省迅速从全国储能应用的热潮中突围，引发广泛关注。

政府出台储能租赁指导价

全国首份

加速跑的背后，是政府政策的引导。

2022年8月，河南省发改委正式发布了《河南省“十四五”新型储能实施方案》，提出要源网荷多元化促进河南省储能应用，独立储能可以作为独立主体参与电力市场。并且提出了我国第一个由政府出具的储能容量租赁指导价格：200元/kWh·年。

此价格标准采用电量为计费标准，与山东、湖南等区域以功率为标准设定储能容量租赁价格，完全不同。从价格设定上看，其租赁价格或将高于其他区域。例如，一个100MW/200MWh的储能电站，在山东，按300元/kW·年的租赁标准计算，全年租赁费用为3000万元；而河南按200元/kWh·年的价格计算，全年租赁费用为4000万元。

同时，此规则从价格上看，将更有利于长时储能获取更多租赁费用。一个100MW/400MWh的储能系统，将获得年租赁收益8000万元，而按照山东的标准，仅能获取年租赁收益3000万+。

除容量租赁外，《河南省“十四五”新型储能实施方案》确定了储能参与调峰辅助服务时，最高报价0.3元/kWh，年保障满充放电次数350次的调峰的规则。

较高的租赁指导价，以及一定时长的调峰保障次数，显然一定程度上增强了市场的信心。2022年间，河南省备案了大量储能项目，总容量超过了22GW，是“十四五”河南省储能装机目标的10倍以上。

在政策向好的预期以及大量项目储备的前提下，河南省紧锣密鼓开启的两批次示范项目申报，自然燃起了冬天里的一把火。尤其是第一批示范项目申报过程中，曾要求每个省辖市限报1个储能项目，带着那么点“饥饿营销”的味道，河南省独立储能示范项目申报热情高涨。

项目推进困难

经济账仍难算清

冷静下来的市场表现，与申报的火热场面相比，却是冰火两重天。

截至目前，河南省独立储能示范项目仍鲜有项目进入实质建设阶段，仅河南新火共享集中储能示范项目（100MW/200MWh）举行了开工仪式：

第一批11个总规模1.1GW/2.2GWh项目，3个进入建设、完成招标阶段，储能容量共计0.4GW/800MWh，约占第一批示范项目总容量的36%；

第二批27个总规模2.5GW/5.2GWh项目中，6个进入招投标阶段，储能容量共计550MW/1100MWh，约占第二批示范项目总容量的21%。

第一批示范项目遴选方案要求所有项目需于2022年年底开工，2024年建成投运。第二批示范项目遴选方案要求示范项目原则上2023年1月开工建设，采用磷酸铁锂技术路线的项目，原则上在2023年6月月底前建成投产。

显然，目前河南省的独立示范项目的推进进程已经落后于遴选方案的要求时限。

算不过来的经济账，是让项目建设热情火速降温的主要原因。

按照《河南省“十四五”新型储能实施方案》规定的容量租赁费用以及调峰补偿、调用时长，一个100MW/200MWh的独立储能电站，理想情况下：

可获得储能容量租赁费用4000万元/年（200元/kWh·年×200MWh）；

调峰补偿2100万元/年（0.3元/kWh×200MWh×350次）。

在以上情况下，项目的全年总收入可达6100万元。在考虑了电池衰减，中途更换电池，20%资本金，80%融资、储能电站运营期限20年、财务成本、运维成本等因素的情况下，按1.810元/Wh的EPC总造价测算，项目的全投资收益率为7.14%。

容量租赁的实现，是储能电站面临的第一道难题。无论是第一批项目遴选方案，还是第二批项目遴选方案，都要求储能电站已签订风光容量租赁协议，且与协议中风、光项目原则上属于同一省辖市。

与山东可以全省租赁不同，河南省的限制大大缩小的储能电站的出租范围，显然将增加容量租赁实现的难度。同时，由于要求储能电站已经签订有风光租赁协议，则更多将面向存量风光项目。存量风光项目并未有配储的明确政策要求，因此容量顺利出租进一步增加了难度。

最终调峰容量补偿可获得的水平，是储能电站面临的第二道难题。由于调峰补偿0.3元/kWh为报价上限，如果成交价为0.2元/kWh，则项目的全年总收入将变为5400万元，全投资收益率将变为5.70%。

另外，根据政策和项目评审细则，大部分独立储能项目将接入市调范围，调度范围有限也会在一定程度上限制需求。年调度350次的实现，也并不一定能完全保证。近期山东省的相关数据显示，一个独立储能电站的全年充放电次数约在270次左右（可参考文章：山东：新型储能预计年利用541小时，峰谷价差有望扩大，储能收益可改善）。是否能、如何能保证调度350次，或将等待实际项目投运效果来解答。

显然，容量租赁、调峰补偿的不确定性，给项目投资收益率带来的较大的波动。市场化收益渠道的欠缺，是项目开展的最大阻力。

摆脱不了新能源买单的命运

容量长久稳定出租不能确保

观察河南省独立储能电站的收益情况不难发现，收入的大头来自于储能容量租赁，即仍由新能源发电企业买单。一个100MW/200MWh独立储能电站，如何保障以4000万/年的租赁费用持续租赁15-20年，是目前最大的难题。储能容量租赁，要实现也并不容易。

对于单个的新能源场站来说，签订2-3年的短期合同似乎更为可行。随着电力市场的发展，新能源场站可以考虑增配储能参与更多电力市场服务，或者随着储能系统价格的下降，租赁更便宜的储能等。事实上，储能与电力市场近期观察到，宁夏省公开招标成功的储能容量租赁案例中，租赁的期限仅有0.5年。

新能源对储能的需求，是河南省储能发展最主要的驱动力量。2022年发布的《河南省发展和改革委员会关于下达2022年风电、光伏发电项目开发方案的通知》中，共计491万千瓦的集中式风光项目曾进行了20%-50%、持续时间2小时的储能配置，共计带来储能需求1.7GW/3.4GWh。

但进入2023年，新能源配储的需求将面临来自火电灵活性改造的竞争。近日发布的《关于组织2023年首批市场化并网风电、光伏发电项目申报有关事项的通知》显示，河南省将推动煤炭和新能源优化组合、通过火电机组灵活性改造满足市场化项目调峰能力需求。拥有较多火电机组的发电企业，或可以在储能之外，寻找更多的解决途径。

观察第一批和第二批储能示范项目清单不难发现，积极申报储能示范项目的企业，也正是火电装机容量较少，但拥有大量新能源装机规模的发电企业。如：中核汇能等、中广核等。

新能源容量租赁实际上是新能源强配储能下的妥协。市场化盈利的渠道得不到有效开启，独立储能电站的投资、开发决策永远是难以拍板的决定。

河南省调峰需求旺盛

期待为灵活性资源创造应用机会

2022年1-12月间，河南省深度调峰补偿月均15375万元，尤其在冬季，月度调峰补偿更是一度超过了2亿元（例如2月，2.2亿元），这一补偿额在全国都数前列。河南省对调峰资源存在很大需求。

而从调峰补偿分摊来看，新能源，尤其是风电，是调峰补偿费用的最大承担方。2022年，风电分摊的调峰补偿费用占总调峰补偿分摊费用的79%！

新能源一方面通过储能容量租赁，为系统的调峰资源买单；另一方面，又承担了大量的调峰辅助服务补偿费用分摊。新能源，为系统的调峰，做出了“沉重”的贡献，承担了巨大的调峰责任。

调峰补偿的分摊压力下，新能源在租赁储能容量后，是否也会要求储能场站将调峰收益进行部分分享？或者，新能源自己配置场站内储能进而为系统提供调峰服务？

储能电站，是电网的临时保供需求？亦或是存在长效的发展机制？目前政策并不明朗。50%/2h的高配置比例下，企业仍旧积极投入申报独立储能电站，显示了河南省新能源开发商对新增新能源项目的迫切愿望。

在为灵活性资源合理定价的市场机制出台之前，显然，储能电站在河南省的应用还面临着很大的不确定性，河南省的独立储能的推进进度如何，拭目以待。

附：河南省独立储能示范项目清单

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