撰文 ｜ Sueyl；编辑 ｜ 郭郭

→这是《环球零碳》的第385篇原创

随着风光等新能源的大幅增长，近年来，储能也跟着呈现爆发式增长态势。国际国内市场需求都持续旺盛。

【资料图】

中泰证券数据显示，9月36个国内新型储能项目开标，总容量6．05GWh，总功率2．63GW。欧洲市场方面，东吴证券10月16日报告指出，欧洲户储仍具备超强经济性，且欧洲2023年居民端电价预计将有显著提升，欧洲户储订单普遍已排至明年4月。

据高工锂电预测，到2025年，全球储能电池出货量将逼近500GWh，到2030年，储能电池出货量有望达到2300GWh，市场规模将超3万亿元。各大电池企业加速扩张储能电池产能，连黑芝麻、龙净环保等公司也“豪掷千金”跨界储能赛道。

在政策的助推下，构建“新能源＋储能”的应用模式，已经成为解决新能源消纳问题的重要手段之一，从国家到地方，陆续出台多个鼓励政策，储能行业今年加速发展，储能项目数量激增。据《中国能源报》报道，受电池供不应求的影响，目前部分储能企业已经暂停接单，出现“电池荒”。

储能“停单”的焦虑更多源于锂离子电池供应。由于率先实现产业化，锂离子电池在储能赛道中占据了主流地位。

在实际运行中，新能源场站内配置储能的模式，弊端逐步凸显， “共享储能”凭借其创新的商业模式，对电源侧、电网侧、用户侧储能资源进行整合，推动行业和产业的相互促进与发展。多省推出共享储能政策，共享储能租赁也实现了“零”的突破。

01 共享储能电站－用户－运营商

国家发展改革委、国家能源局等五部门早在2017年印发的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》中，就明确提出，储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网＋”智慧能源的重要组成部分和关键支撑技术。

所以，储能的装机体量和装机节奏与新能源装机密切相关。

2019年以来，各地方政府陆续采用行政命令方式要求新能源强配储能，2020年，全国先后有17个省市区出台了相关政策，而进入2021年以来，至今已有20个省市区提出了“风光储一体化”。

各地统一要求“强配”储能，主要是为了解决风光难以消纳的问题。

但新能源强配储能造成社会投资浪费。根据国家发改委数据显示，2021年投运的储能电站整体运营时段平均利用小时数只有483小时，配置储能的新能源电站仍按常规新能源电站方式调度。

某光伏开发企业董事长为自己算了一笔账：建一个光伏电站，比较理想的情况下，“收益率能达到10％就已经不错了”，大约需要10年来收回成本；如果再配上20％的储能，投资成本会再增加10％～20％，收益率降到了6％～7％。

为了解决强配储能使用率不高、投资回报率下降问题，市场推出了“共享储能”的概念和商业模式。

“共享储能”概念最早由青海省于2018年提出，青海省将共享储能的充放电模式由每日“一充一放”调整为“多充多放”，通过提高储能电站利用率来实现经济收益。

“共享储能”是指由第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，除了满足自身电站需求外，也为其它新能源电站提供服务。它将原本仅服务于单一个体的储能服务于多个个体，通过科学地协调控制，为用户提供有效服务。

总的来说，共享储能就是一个大型储能站，将原本新能源发电侧需要强配的储能，以向共享储能电站购买一定比例储能容量的形式，按年支付租金来实现。

2021年以来，山东、湖南、浙江、内蒙等多个省份陆续出台了储能建设指导意见，鼓励投资建设共享（独立）储能电站，研究建立电网替代性储能设施的成本疏导机制，采用政策倾斜的方式激励配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，共享储能概念得到进一步推广和外延。

共享储能电站服务主要是为经运营商向用户出售电能。共享储能电站收入主要来源于经运营商向新能源电站收取的租赁费，这也是目前大部分独立共享储能电站最主要的收益来源。

共享储能还能通过与新能源电站进行双边竞价或协商交易，购买新能源电站可能被弃掉的风或弃光电能充电，降低新能源电站弃电率，实现双方利益共享和分摊。这主要在青海等新能源消纳形势严峻的省份应用为主。

在电力现货试点省份，共享储能电站通过参与电力现货电能量市场，实现峰谷价差盈利。山东已经开始试行。

通过单边调用，参与电力辅助服务，储能电站获取调峰、调频辅助服务费等，这主要以山东、青海、甘肃等省份为主。

02 共享储能或将迎来快速发展

据东吴证券研报，2022年储能电池和储能逆变器涨价，带来储能价格上涨。涨价后光储电站收益率将下降2－3％，所以强制配储要求下刺激储能租赁模式—共享储能的出现。

独立／共享储能具备规模化降本优势，可通过租赁调峰能力和参与辅助服务或电力市场交易获得收益，其是当前市场下储能盈利的很好的模式，或在国内成为主流。

目前国内市场、山东、湖南、青海等地在共享储能政策和实施方面先行先试。以山东为例，根据其《关于开展储能示范应用的实施意见》，山东共享储能电站可以享有容量租赁、辅助服务、优先发电权交易，这三种收益叠加，根据国网山东省电力公司经济技术研究院测算，叠加三重收益后，共享储能电站年收入约为7600万元，具备了初步商业价值。

此外，独立储能9月开标规模超过新能源配储。据中泰证券研报数据，9月国内36个国内新型储能项目开标，总容量6．05GWh，总功率2．63GW，平均中标单价2．11元／Wh。按项目类别划分，其中独立储能项目11个，容量占比57．03％；新能源配储项目24个，容量占比42．48％，独立储能9月开标规模已经超过新能源配储。

相关业内专家表示，用户侧共享储能的实践体现了三个层面的价值，一是实现了不同用户之间的电力容量共享；二是通过为电网侧提供辅助服务获得稳定收益，验证了储能商业化模式的可行性。第三共享储能在实现绿电消纳的同时助力降低风光电站业主的开发成本。

海外储能方面，华鑫证券表示，在2023年IRA新政生效、东南亚光伏关税取消两年等政策背景下，今年下半年到明年美国储能市场有望持续突破装机记录。

当前，共享储能电站已经成为我国储能应用的主要形式，未来结合退役火电机组现有站址、变电站空闲土地、新能源汇集站、电站关键节点等建设的共享储能电站将为电力系统安全稳定运行发挥重要作用。

（参考文献详见阅读理解）

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原文标题 : 储能爆发增长遭遇“强配”瓶颈，共享储能或是破解之道