中国储能网讯：

  一. “共享储能”商业模式概览

  1.1 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%。然而，随着首批并网的新能源配储项目运营几年下来，该模式的弊端逐渐显现。首先是新能源配储极低的利用率，据中电联2022年统计，新能源配储能利用系数仅为6.1%，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，新能源配储不仅没能帮助项目提振收益，反而成为了发电企业的经济负担。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。当下行业的普遍观点是，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，目前我国已有多个省份实现了大于0.7元/kWh的峰谷价差。然而大部分工商业储能服务于工商业园区，项目建设、运维过程中需要与多方业主频繁的沟通与协调，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，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。

  1.2 共享储能的定义

  “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。

  二. “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。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。

  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“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：

  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；

  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；

  示范项目调峰调频优先发电量计划按月度兑现，可参与发电权交易。

  2.3 湖南政策分析

  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场站，再向新能源场站出租使用权已达到配储目的。该商业模式是湖南省共享储能的雏形。

  2021年10月13日，湖南省发改委印发了《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》，明确了储能的独立市场主体地位，并要求研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务市场的机制与标准，为开启湖南储能商业化运营奠定了基础。随后，湖南省政府针对独立储能出台了一系列优惠政策，整理归纳如下：

  于2022年12月底前，2023年6月底前全容量并网运行的新型储能试点项目分别按其装机容量的1.5倍、1.3倍计算所配新能源容量；

  并网容量不小于5MW/10MWh的独立储能站可深度参与深度调峰交易，获得调峰辅助服务收入。且以充电量计量报价，忽略储能站充放电转换效率的影响；

  提供功率大于30MW调峰服务报价，时长小于1小时最高报价550元/MWh，长于1小时最高报价600元/MWh；

  储能电站具备提供旋转备用技术条件后，方可作为卖方参与交易；

  储能电站上网电量减免辅助服务费用分摊；

  值得一提的是，湖南容量市场是全国首个允许储能进入的容量交易试点方案，积极探索了储能容量平台化、公允化交易的可行性。

  三. “共享储能”项目案例分析

  3.1 “共享储能”商业模式

  3.2 山东某100MW/200MWh共享储能电站

  山东省由于煤电占比较高，电源结构单一，随着新能源大量并网，弃风弃光现象严重，调峰手段不足、民生供热以及火电经济收益之间的矛盾日益突出，电网对火电机组之外的调峰资源有着巨大需求。受该需求驱动，该省目前正处于共享储能示范项目大规模推广阶段，仅2022年全年就有25个规模在100MW/200MWh左右的锂电独立储能项目入选示范项目清单。结合该省在推进电力现货市场建设方面的积极尝试以及完善的共享储能配套政策支持，山东有望成为共享储能商业推广最迅速、市场最为活跃的地区之一。

  本节选择上述25个示范项目之一进行案例分析，该项目容量100MW/200MWh，采用磷酸铁锂电池，收益分为三类：（1）参与电力现货交易；（2）储能容量租赁收益；（3）现货市场容量补偿电价收益。  

来源：中国储能网图库

  结合以上情景，我们可以按以下方式估计共享储能项目经济性测算的边际条件：

  （1）日充放电次数（全容量参与电力现货市场交易次数）：230次，每次充放电深度90%；

  （2）峰谷电价差：保守估计可套利的平均电价差为0.6元/kWh；

  （3）容量租赁价格：因此我们保守估计该项目租赁价格200元/kWh.年，租赁比例80%；

  （4）容量补偿收入：330万元左右；

  基于以上边界条件，我们测算该项目回收期8.5年，内部收益率IRR 8.72%，具有良好的经济效益，具体测算结果见下表：

  3.3 湖南某100MW/200MWh共享储能项目

  湖南省当前大力发展可再生能源发电，据《湖南省电力支撑能力提升行动方案（2022—2025年）》，到2025年全省风电、光伏装机规模达2500万千瓦以上，对应配套储能需求超过3000MW，储能市场规模可观。与此同时，湖南省正在积极推进建设全国首个允许储能进入的容量交易市场，有望极大提升共享储能的市场活跃度与经济效益。

  本节选取某能源集团为其“十四五”期间新能源规划配套建设的共享储能项目进行案例分析，项目容量100MW/200MWh，采用磷酸铁锂电视，项目收益分为两类：（1）调峰辅助服务收入；（2）长期租赁协议收入。

  结合以上情景，我们可以按一下方式估计共享储能项目经济性测算的边际条件：

  （1） 年调峰辅助服务次数与价格：200次，平均报价在0.3125元/kWh；

  （2） 容量租赁价格：40万元/MW.年；

  基于以上边界条件，我们测算该项目回收期11.51年，内部收益率IRR 6.73%，具有一定的经济效益，具体测算结果见下表。

  四. “共享储能”项目投资建议

  结合前文的描述与案例分析，我们可以给当前市场环境下共享储能的项目投资提出如下建议：

  （1）共享储能项目应选址于电网关键节点（变电站）附近，有严重消纳问题的节点最佳；

  （2）共享储能依赖多元化的营收模式；

  （3）共享储能电站的运行策略需要深入研究，不能简单套用“300天、两充两放”模式；

  （4）共享储能项目得益于成熟的电力现货市场建设；

  （5）目前各地共享储能项目仍处于早起示范阶段。在市场初期入局，可以获得先发优势与议价权，但也会承担更大的风险。