一、配建储能转为独立储能已经成为趋势?

配建储能转为独立储能已经成为趋势。近年来，随着新能源产业的快速发展和电力市场改革的持续深化，配建储能与新能源“解绑”，转而成为独立储能的趋势愈发显著。这一转变不仅优化了储能资源的配置，提高了储能利用效率，还为储能行业带来了新的发展机遇。

一、政策支持推动转型多地政府及能源管理部门已出台相关政策，明确鼓励和支持配建储能转为独立储能。例如，山东省在2023年8月发布了《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》，成为首个配建储能转独立储能试点文件。此后，河南省、冀北电力交易中心等地也相继发布了类似通知，明确了配建储能转为独立储能的具体要求和流程。这些政策的出台，为配建储能的转型提供了有力的政策保障。

二、转型背后的原因经济性考量：配建储能作为新能源场站的附属设施，其经济性一直备受关注。由于配建储能未进入电力市场，缺乏盈利模式，导致其利用率不高，经济性较差。相比之下，独立储能作为市场主体，可以参与电力市场交易，享受更多优惠政策，从而提高其经济收益。市场需求考量：随着电力市场的不断完善和新能源消纳压力的增加，电网对储能的需求也日益迫切。独立储能作为可灵活调用的资源，能够在电力系统发生波动时及时响应，提供调节服务，保障电力系统的安全稳固运行。因此，市场对独立储能的需求不断增加，也推动了配建储能向独立储能的转型。

三、转型的具体要求规模要求：配建储能转为独立储能，通常对储能的规模（容量/功率）有一定的要求。例如，山东提出功率不低于3万千瓦，冀北提出额定功率不低于10MW、额定功率下充放电时间不低于2小时等。并网电压等级要求：为了更好地发挥独立储能的调节作用，各地对独立储能的并网电压等级通常都有要求。如山东和冀北均提出改造后接入电压等级为110kV及以上或不低于35kV等。技术控制要求：在控制要求上，一般都需要具有独立的计量装置，并具备独立的自动发电控制功能，能够接收电网控制指令等。例如，河南要求配置独立的电力电量计量装置，能够实现对项目充放电电力、电量的独立计量功能，并具备省级调度机构联调测试和远程控制功能等。安全条件要求：为了保证储能电站的安全运行，各地对配储转独立储能的安全条件也提出了要求。如山东提出符合相关安全规范，设计施工等单位具备相应资质，消防管控满足有关条件等；河南则提出要满足安全及消防规定，配建复合型气体检测报警系统，具备完善的消防报警和防止复燃措施等。

四、转型面临的问题升级改造成本与收益问题：配建储能转为独立储能需要进行一系列的技术改造和升级，包括接入电网的电压等级、独立计量和控制系统的建设等。这些改造和升级需要投入大量资源和资金。然而，改造后的收益预期难以稳固预测，若改造的成本高于改造后的收益，可能面临得不偿失的风险。配储质量能否满足要求问题：早前新能源电站配储作为新能源场站接入电网的要求之一，配建储能的质量参差不齐。配建储能转为独立储能后，需要以较高的频次响应电网的调度，因此其电池及控制系统能否满足相关要求值得关注。综上所述，配建储能转为独立储能已经成为趋势。这一转变有助于提升配建储能利用效率和经济效益，促进新能源消纳和电力系统稳固运行。然而，在转变过程中仍需考虑升级改造、费用增加、运营安全等问题。因此，政府、企业和市场各方需共同努力，推动储能产业的健康有序发展。

二、储能电站投资收益

储能电站投资收益较为可观，尤其对于用电大户如工厂生产制造企业而言。一座独立储能电站可通过多种方式获得收益，以下结合具体案例与收益模式展开分析：

一、核心收益模式峰谷电价差套利以电力市场化程度较高的山东省为例，年均峰谷电价差达0.5元/kW·h。一座100MW/200MWh的独立储能电站，若全年运行300天、每天一充一放2小时，并考虑85%的充放电效率，年度套利收益可达：200MWh × 85% × 0.5元/kW·h × 2次/天 × 300天 = 2550万元。图：交大光谷储能电站套利模式示意图调频调峰服务收益调峰补偿：未开展电力现货市场的区域，调峰补偿定价为0.15-0.8元/kWh，具体根据调整幅度、时间及电量测算。AGC调频收益：按调频里程给予0-15元/MW的补偿，各省市标准存在差异。容量补偿收入在政府指导下，通过单位容量补偿标准核算发电容量成本。以山东为例，容量市场运行前，发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准为0.0991元/kWh（含税）。一座100MW/200MWh的独立储能电站，年容量补偿收入约为600-800万元。图：交大光谷储能电站容量补偿机制容量租赁收入为风电、光伏等新能源电站提供容量租赁服务，避免其自建储能增加资产投入。目前除河南省外，其他省份租赁费用无统一标准，通常根据市场化收益倒算。山东省内可按300元/kWh/年计算，一座100MW/200MWh电站的年租赁收入达：200MWh × 300元/kWh = 3000万元。

二、成本与收益测算（以100MW/200MWh电站为例）初始投资EPC工程建设成本：2元/Wh，总投入为4亿元。成本构成：设备安装成本：包括储能电池、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能逆变器（PCS）等。施工建造成本：建筑工程费、安装工程费及设备调试费用。运营成本电池组更换：使用寿命8年，第8年更换成本为1元/Wh，即2亿元。年运营费用：按初始投资额的2%计算，即800万元/年。年收入以山东省收益模式为例：电力现货市场交易收入：2550万元/年容量租赁收入：3000万元/年容量补偿收入：600万元/年合计年收入：6150万元IRR测算基于16年使用寿命周期，项目内部收益率（IRR）为6.6%。图：交大光谷储能电站IRR测算模型

三、收益稳固性保障措施项目前期通过专业勘查设计与科学论证，优化技术方案，降低投资风险。项目实施严控施工质量，确保系统稳固安全，同时实现效率最大化。项目运营利用大数据实时监测电站状态，及时排查风险与故障，控制运营成本，维持常态化运行。图：交大光谷储能电站运营监测系统

四、未来发展方向独立储能电站参与辅助市场服务是趋势，但需进一步完善各省市电力系统细则。当前收益渠道包括：容量租赁收入容量电价收入电力现货交易收入辅助服务收入其中，电力现货交易通过峰谷电价差套利仍是主要盈利模式。随着电网市场化推进，15分钟报价机制将进一步激发储能电站的调峰潜力。

三、河南新政:新能源严格配置储能!否则电网不得调度和收购其电量!_百度...

河南新政：新能源需严厉配置储能，否则电网不得调度和收购其电量河南省发改委近日印发了《关于加快我省新型储能发展的实施意见（征求意见稿）》，其中明确提出了一系列关于新能源与新型储能融合发展的政策措施。以下是对该政策中关键内容的详尽解读：

一、储能配置要求严厉配置储能：自2021年以后进入风光开发方案的新能源项目，必须严厉配置储能设施。这一要求旨在确保新能源项目能够与储能设施有效结合，提高电力系统的稳固性和可靠性。储能投运时间：储能不能晚于新能源项目的投运时间。这意味着，新能源项目在并网发电前，必须确保配套的储能设施已经建成并投入运行。电网调度与收购：对于未投运储能的新能源项目，电网企业将不得对其进行调度和收购其电力电量。这一措施确保了储能设施在新能源项目中的重要性，也促使新能源企业更加重视储能设施的建设和运营。

二、储能优先调度机制储能配比与时长：在同一区域内，储能配比高的新能源项目将享有优先调度的权利。同时，在储能容量相同的情况下，储能时长更长的项目也将获得优先调度的机会。这一机制旨在鼓励新能源企业提高储能设施的配比和时长，以更好地满足电力系统的需求。未完成储能建设责任的处理：对于未按承诺履行新型储能建设责任，或未按承诺比例租赁新型储能容量的新能源企业，将按照未完成储能容量对新能源容量规模的2倍予以扣除其并网容量。这一措施确保了新能源企业能够切实履行储能建设责任，避免“只建不储”或“建而不储”的现象发生。

三、独立储能电站建设重点建设规模：河南省将重点建设容量不低于100MWh的独立储能电站。这些电站将作为电力系统中的重要组成部分，为新能源项目提供稳固的储能支持。新能源配建储能电站的转化：新能源项目配建的100MWh以上

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