电力及公用事业行业：“共享储能”商业模式剖析

“共享储能”是一种新型的电网侧储能商业模式，通常指布局在电网关键节点，服务于区域内所有电力市场参与方的独立储能电站。该模式能够提供灵活的电力供应和需求响应能力，有助于解决可再生能源波动性和电网负荷平衡的挑战。共享储能这一模式为储能技术打开了更多的市场参与机会，例如参与电力市场现货交易、提供调峰辅助服务等，从而提升传统储能的经济性。 共享储能的发展受到政策支持、技术创新和市场需求的推动。随着能源转型和电力系统改革的推进，共享储能作为新能源消纳和电力系统灵活性的重要手段，具有巨大的发展潜力。同时，随着技术的进步和成本的下降，共享储能正在成为投资者和能源行业的关注焦点。 风险提示：政策风险：共享储能市场需求的内在驱动为新能源强制配储政策，相关政策的变化可能对共享储能产业产生重大影响，可能导致投资回报率的下降或项目可行性的变化。模型风险：若对共享储能项目经济性测算所使用的模型及假设条件在市场、政策环境改变的情况下不再成立，则有可能影响测算结果，导致研究结论出现偏差。 1.“共享储能”商业模式概览 1.1“共享储能”诞生的背景 随着“3060双碳”目标在电力行业的全面贯彻落实，我国新能源装机量迎来爆发式增长。据国家能源局统计，截止2023年一季度，全国可再生能源装机量共计12.58亿千瓦，其中风电装机总量3.76亿千瓦，光伏发电装机总量4.25亿千瓦。仅2023年一季度，可再生能源新增装机4740万千瓦，同比增长86.5%，可再生能源发电量达到5947亿千瓦时，同比增长11.4%。以新能源为主体的新型电力系统建设正在稳步推进，可再生能源即将成为新型能源体系的重要支撑。 与此同时，可再生能源因其随机性、间歇性、波动性，其快速发展使得电网在新能源消纳、调峰与调频方面的压力日益凸显，给电网的安全稳定运行带来了巨大挑战。在这样的行业背景下，储能被视为解决新能源问题的重要手段。经电规总院测算，“十四五”中后期电网侧新型储能需求约2500万千瓦。储能技术规模化、产业化主要起步于“十三五”期间，在此阶段“新能源配储”一度被认为是储能项目的主流模式与内在驱动力。然而随着产业实践的推进，新能源配储在实用性、经济性方面的局限性逐渐显现，储能行业的发展遭遇瓶颈。 为解决这一问题，“共享储能”这一新型商业模式应运而生，其凭借更灵活的资源配置、更高效的运行效果、更优秀的经济效益，有望解决传统新能源配储的诸多难点，为储能产业的发展注入新的动力。 1.2传统储能项目商业模式困境 在“共享储能”被提出之前，我国储能项目以发电侧的新能源配储以及用户侧的工商业储能为主。 新能源配储方面，当前已有超过20个省份出台了有关新能源场站强制配储的政策，配储比例多为场站容量的10%~20%，其中一些省份配套优先调用条件鼓励配储，更有甚者直接将配储作为场站并网或核准的前置条件。这一系列强制配储的政策一度成为储能市场蓬勃发展的重要驱动力，也是各大机构评估储能市场总量的重要依据。然而，随着首批并网的新能源配储项目运营几年下来，行业发现这一模式并没有像设想那样在新能源消纳方面起到应有的作用，这一模式的弊端也逐渐显现。首先是新能源配储极低的利用率，据中电联2022年统计，电化学储能项目实际平均等效利用系数仅12.2%。其中，新能源配储能利用系数仅为6.1%，运行策略最多仅做到弃电期间一天内一充一放，整体调用情况较差。其次，新能源配储投资、建设、运维通常由发电企业独自承担，会给发电企业带来的巨大经济成本，据中国能源报统计显示，光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，初始投资增加8%—10%；风电场站配建相同规格的储能项目，初始投资成本将增加15%—20%，内部收益率降低0.5%—2%不等。这意味着新能源配储从一个协助场站消纳弃风弃光、增加发电收益的改进措施，变成了单纯的额外成本，不仅没能帮助项目提振收益，额外投资更使得项目经济性进一步恶化，成为了发电企业的经济负担。部分地区的新能源配储在执行过程中更是“变了味”，“一刀切”的百分比配储形式大于实用， 来源 ：北极星储能网，《两地发布新政要求光伏配储能！附24省区新能源配储对比！》 本质上沦为了项目“路条”和并网程序中的“潜规则”。由于新能源配储的投资完全由发电场站自身承担，其极低的利用率结合场站自身的投资回报压力，使得大部分场站选择最低价格而不是最优质量的储能产品，导致新能源配储这一领域被大量低端甚至已经被淘汰的储能技术占领，劣币驱逐良币，长久来看不利于储能技术的发展。当前，越来越多的从业者意识到新能源配储这一模式并不能体现储能的价值，而且对储能产业的发展有着消极作用，叫停新能源强制配储的呼声也开始出现。 工商业储能方面，随着电价机制改革的不断推进，储能项目已在峰谷价差更大的经济发达地区实现了较好的经济性。据行业统计显示，在峰谷价差超过0.7元/kWh的情况下，用户侧储能可实现盈利。根据CNESA统计，仅2023年3月，我国已有18个省份和地区最大峰谷价差超过了0.7元/kWh，（广东、海南、湖北、浙江、吉林、山东、四川、重庆、辽宁、湖南、江苏、河南、安徽、蒙东、广西、黑龙江、天津、江西）随着迎峰度夏以及后续供暖季节的到来，这一数字有望继续增长，工商业乃至整个用户侧储能的市场有望进一步增长。然而工商业储能在执行过程中也暴露出诸多问题。首先，大部分工商业储能服务于工商业园区，项目建设、运维过程中需要与地方电网、园区管理、已有的新能源发电设施以及园区用户频繁的沟通与协调，这一过程涉及到各方的利益权衡，对于大型园区来说极其耗时耗力。其次，初期的工商业储能不具备独立的市场地位，通常依附于园区业主与电网开展交易，这使得储能运营方在交易过程中处于弱势地位，存在应收账款回款问题，项目现金流压力大。最后，工商业储能多采用合同能源管理的模式，存在融资难、重资产、风险收益不共担等问题，这些都严重限制了工商业储能的发展空间。 1.3共享储能的定义与优势 “共享储能”是一种新型的电网侧储能商业模式，通常指布局在电网关键节点，服务于区域内所有电力市场参与方的独立储能电站。其背后有两个关键属性，“共享”与“独立”。“共享”是指储能电站不局限于服务单一的发电/用电方，而是将储能设施开放给多个用户使用。储能设施的使用权和收益权被分割为多份，不同用户可以根据自己的需求和能力购买相应的份额，通过精细的调度管理和灵活的交易机制，各取所需，实现多方共赢；“独立”是指储能场站由独立第三方投资、建设、运营，并以独立身份参与电力市场交易。国家发改委、能源局在《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》中对独立储能的定义为“具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目”。 相比于传统的服务于单一主体的储能模式，“共享储能”有着诸多优势。首先，“共享”这一属性极大地提升储能设施利用率。储能场站在同一时间段内可服务于多个电力市场主体，在很大程度上避免了设施的闲置浪费，在提高项目收益水平的同时，也能够为用户提供更具有价值的电力市场服务。对于新能源场站而言，可通过简单的容量租赁模式实现新能源配储，而无需在昂贵的储能设施建设方面进行过多投入；其次，“独立”属性使得储能设施不再与单一主体、单一目的绑定，使其在参与新能消纳之余，还可以提供调峰、调频等电网辅助服务。储能场站可以采用更加精细、复杂的运营策略，进一步拓宽了营收渠道，丰富了储能的价值。“独立”还意味着储能场站可以以独立的身份参与到电力市场交易当中，独立自主地与电网以及其他客户交易、结算，而无需依附于第三方主体，可极大简化交易流程，降低结算风险与现金流压力；除此之外，共享储能还具备灵活性的优势，可以根据需要进行灵活的容量扩充或缩减，以满足不同场景下的需求，可以更加适应复杂多变的电力市场环境；共享储能也将分散在电网各处的零散储能资源化零为整，极大降低了电网的调度压力。 2.“共享储能”产业政策 2.1国家层面政策 “共享储能”这一概念最早于2018年由国网青海省电力公司提出，并在2019年颁布的《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》中明确规定共享储能可作为独立主体参与市场交易，成为我国首个允许共享储能进行市场化交易的区域电力市场。2021年7月，国家发改委、国家能源局在联合印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中指出“明确新型储能独立市场主体地位，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场，鼓励探索建设共享储能。”这是共享储能这一概念首次出现在国家层面的政策当中，明确要求加快推动共享储能参与市场以及加快建设各类市场配套机制，为共享储能的发展注入了强劲动力。截止2022年底，已有山东、湖南、青海、辽宁、安徽、河南、浙江、山西、云南、广西、内蒙古、宁夏、甘肃、河北、新疆等超过十五个省份与地区出台了有关共享储能的政策（详见表1），共享储能模式在全国得到广泛推广。 各地区共享储能政策规定的市场规则以及覆盖的服务类型在底层逻辑上相似，但是政策细节与执行方式差异较大，本文根据后续项目案例测算需要，仅对山东、湖南两地的共享储能政策进行深入分析。 图表1：各地区共享储能相关政策汇总 2.2山东政策分析 2021年4月8日，山东发改委、能源局、能监办印发《关于开展储能示范应用的实施意见》通知，提出“促进新型储能技术研发和创新应用，建立健全相关标准体系，培育具有市场竞争力的商业模式”及“首批示范项目规模50万千瓦左右”的任务目标，并确定“支持各类市场主体投资建设运营共享储能设施，鼓励风电、光伏发电项目优先租赁共享储能设施，租赁容量视同其配建储能容量”的主要任务。政策规定共享储能项目功率不低于50MW，充放电时长不低于2小时，可参与辅助服务与容量租赁市场。在随后出台的《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》中进一步规定，“独立储能可参与电力现货市场，作为独立市场主体参与市场交易，充电时为市场用户，放电时为发电企业”对共享储能的市场地位进行了详细的定义。同时政策也确认参与现货市场的储能项目可获得容量补偿，可在全省范围内租赁使用，获得容量租赁收益，进一步增厚了共享储能的项目收益。借此，山东成为我国首个出台省级电力现货市场储能支持政策的省份。 为鼓励共享储能发展，上述文件及其他文件还提出了如下有利于共享储能的实施细则： 参与电力现货市场获得容量补偿的储能项目，按独立储能月度可用容量的2倍核算补偿费用； 容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）； 风电、光伏租赁储能示范项目的，按储能容量比例由高到低排序，排名靠前的优先并网、消纳； 储能项目参与辅助服务，相关收益费用由发电主体与电力用户分摊； 示范项目在火电机组调峰运行至50%以下时优先调用，补偿标准200元/MWh; 示范项目参与电网调峰时，充电每1小时给予1.6小时的调峰奖励优先发电量计划； 储能联合火电调频时，K≥3.2每月奖励20万千瓦时/MW的调频奖励优先发电量计划，K每提高0.1增加5万千瓦时/MW调频奖励优先发电量计划； pd pd 示范项目调峰调频优先发电量计划按月度兑现，可参与发电权交易。 一系列政策的推出，首先给予了共享储能项目独立的市场地位，为共享储能参与市场化运行奠定了基础。同时，政策将传统储能单一的营收方式拓宽至电力现货交易、容量租赁、辅助服务等多营收来源，提升了共享储能的收益率，使得运营模式更加灵活，进一步挖掘了储能对于电力系统的服务价值。 2.3湖南政策分析 湖南省储能的共享模式起步于2020年。最初由于电网巨大的调峰与新能源消纳压力，省网也试图通过新能源场站强制配储来解决相应问题，虽然该政策得到了大量新能源企业的响应，但是由于巨大的投资成本与较差的经济性，鲜有企业落实配储建设。2020年底，由国网湖南综合能源牵头，提出了新能源配储租赁的模式，即由储能设备商向国网综合能源出租储能设备，国网综合能源负责建设储能