为支撑新能源发展、便于电网统一调度管理，青海、山西、安徽等不少省份开始探索共享储能电站模式，尤其是湖南、山东两省的共享储能电站建设已行驶在“快车道”。随着共享储能电站项目建设“队伍”的逐渐壮大，其快速发展面临的挑战也渐渐浮出水面。

受访的业内人士认为，在没有补贴的情况下，基于共享储能模式的项目主要通过市场获益，这意味着储能投资者要把精力集中在市场化运作，通过资本打通项目渠道，为共享储能模式增加新价值。

各地因地制宜探索共享储能

《中国能源报》记者了解到，自从去年7月国家发改委、国家能源局联合发文明确“鼓励探索建设共享储能”后，山东、湖南、浙江、青海、河南、内蒙古等20多个地方能源主管部门相继出台配套政策，把共享储能作为开发建设储能电站的重要方向。

“实际上，2018年电网侧储能项目某种程度上已经算是共享储能的一种尝试。”新能源和储能行业专家彭宽宽接受记者采访时表示，何谓共享储能，目前尚没有准确定义，“我个人认为共享储能是一个投资主体建设的储能设施可以为多个用户提供储能价值的有偿服务，通过收取服务费获得收益的一种商业模式。”

“如今，通过共享储能模式建设的储能项目越来越多，各省依托自身资源禀赋，持续探索共享储能发展的新模式。”中国能建广东省电力设计研究院储能技术中心主任楚攀介绍，共享储能概念提出之后，最早是从青海开始尝试。青海是新能源大省，目前，整个青海的新能源的装机已超过50%，新能源的持续增长，给电量消纳、电力平衡以及电网运行安全都带来了巨大挑战。为此，青海首先通过共享储能的模式探索电网公司、新能源投资方、储能建设方三个主体之间的新关系。

青海的共享储能发展，可以简单总结为“N对N”的市场设计，也就是说青海的储能参与方是多个，需要储能容量的风光电站也是多个，两者的电量传递通过当地调度机构协调统一管理。“与青海不同，湖南共享储能可简单总结为‘N到1再到N’。第一个N代表储能电站的建设方、投资方，比如电池厂、集成供应商、产业投资基金等，第二个N是新能源电站的运营方，而‘1’则是湖共享储能模式的制定者，当地的电网公司。”楚攀表示。

成本高企导致项目建设缓慢

采访中，多位业内人士直言，“投资企业正‘跑步’入场”“从去年开始，共享储能迎来备案和建设潮”“目前，已有超过100个项目完成建设或备案”“很多共享储能项目备案了，但是很难建设”“今年的储能增量不太乐观”。

“目前，储能还只是在一定区域内实现共享，并不是一个绝对意义上的共享。”楚攀对记者表示，据不完全统计，目前全国已有大约24吉瓦共享储能项目得到备案。但备案的共享储能项目，未必一定能建成，受供需关系及产业链原材料涨价的影响，进入2022年之后，整个储能系统集成的价格已经由2020年初的不到1500元/千瓦时，涨到了1800元/千瓦时以上。

楚攀直言，初装成本较高成为掣肘共享储能建设的主要因素之一。目前新能源汽车行业发展过快，很多电芯厂家绝大部分的生产能力倾向于利润更高的动力电芯，留给储能电芯的产能不够多，储能项目往往拿不到电芯现货。即便与电芯厂家关系较好，也要排到三个月以后，如果拿货量不够大，至少排在半年以后。

不容忽视的是，如今储能的整个产业链全线涨价。电芯价格普遍达到1元/瓦时以上，有的已达1.2元/瓦时甚至更高；逆变器普遍上涨了5%—10%，EMS也上涨了10%左右等，产业链的整体涨价，导致大型储能项目的初始投资成本居高不下，每千瓦时的建设投资增长了20%—30%。

“全产业链涨价给共享储能项目建设带来压力，企业虽然备案了不少共享储能项目，但鉴于上游产品价格高企，不少项目处于做完前期可研就停滞的状态。”一位不愿具名企业人士向记者透露，“另外，每个省的市场策略、收益计费方式不一样，需要因地制宜设计不同方案，商业模式不能快速复制，无形中提升了共享储能项目的建设成本。

“技术和非技术成本高，储能电站初装成本居高不下，系统集成能力参差不齐，无论哪个部分出现短板，都会影响整个系统，共享储能模式下，储能系统如何实现高安全、低成本、智能化和模块化，是整个储能产业亟待解决的问题。”楚攀表示，目前共享储能商业运营模式还处于一个探索阶段，大多数共享储能项目收益依赖容量租赁和调峰辅助服务的补偿，其盈利模式单一，收益有限。此外，现有储能交易方式存在信息不透明、结算方式复杂等问题，难以满足未来共享储能的多主体同时交易的需求。

享储能的商业模式探析

当前，共享储能电站项目的开发步伐正在逐渐加大，如何实现盈利，已经成为目前共享储能电站发展过程中亟待解决的问题。从已开展或正在开展的共享储能项目来看，储能容量租赁+调峰辅助服务，是现有的政策、机制下，较为可行的盈利模式。

2021年7月，国家发改委、国家能源局发布了《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，从国家层面提出鼓励可再生能源发电企业以自建、租赁、购买的形式满足储能配额要求，实质上从政策层面给予储能租赁商业模式的保障。

在容量租赁+调峰补偿的商业模式下，部分省份的共享储能电站已经具备一定的投资价值。湖南、山东是目前共享储能电站盈利模式较为典型的省份，其收益模式如表3所示。

此外，青海、宁夏、湖北、陕西、山西等地也纷纷出台利于共享储能电站应用的政策。例如：青海省储能调峰补偿标准0.5元/kWh，年利用小时数不少于540小时；宁夏省2022、2023年度储能试点项目的调峰服务补偿价格为0.8元/kWh，年调用次数不低于300次；湖北、陕西等区域承诺储能租赁可视作新能源储能配额；山西明确了共享储能电站可参与调峰、调频市场等。

商业机遇分析

共享储能电站的投资主体灵活，商业模式较清晰，从一定程度上也促进了其开发、应用。从现有经验上看，共享储能电站既可由单一的主体投资建设，例如发电集团、电网相关企业或其他民营资本等，也可由以上各方共同投资建设。多方共同投资建设的情况下，参照投资占比以及事先签订的相关协议等，可较为容易的确定未来运营过程中的收益分配形式以及分配比例，形成较为清晰的商业模式。

由多方主体共同投资、开发、建设、运营，在现有条件下将对储能电站的开发运营带来多重利好。例如，在电网相关企业、发电集团、专业的储能企业共同投资建设的项目中，发电企业可以在开发手续获取、新能源场站运营、储能容量租赁等方面发挥优势；电网相关企业可以在储能电站运营时帮助确保一定的调用时长；而专业的储能企业，可在储能电站的建设、运营中提供专业化服务，挖掘储能电站更多的应用价值。长远来看，储能电站实现长期稳定发展，还需继续推动相关政策机制改革。例如，为储能电站设置容量电费，促进储能参与各类电力市场交易等。

理论上来说，共享储能电站可以提供多种服务，实现多重收益，包括帮助新能源场站实现弃电增发、减免考核，为系统提供调峰、调频、黑启动服务，参与电力现货市场交易等。因此推动储能以独立市场主体身份参与各类电力市场，并制定相关市场结算机制，有利于储能电站实现长效稳定发展。例如，容量电费的设置，是对共享储能电站提供调峰备用容量价值的肯定，可在一定程度上确保储能电站的收益，激励社会资本的投资积极性。

当前，共享储能电站已经成为中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。

钒电池加速装机

光大证券近日发布研报指出，共享储能模式兴起，随着储能安全性要求升级和储能时长的增加，基于钒电池的高安全性和随储能时长增加边际成本增加较小的特点，钒电池装机有望进入加速增长阶段。基于中国发电侧（风电、集中式光伏）装机量的预测，保守预计2025年中国发电侧年新增储能装机规模为26.9GW。2025年钒电池年新增装机功率在悲观和乐观情形下分别为1.9GW/4.0GW，对应市场空间分别为188/404亿元。

我国钒资源储量丰富，作为钒电池重要的上游原料，我国钒产量及储量均居全球第一。据机构研报数据，截至2021年，中国钒矿产量在全球占比66%，资源可完全自给，这是国内发展钒电池得天独厚的优势。从储能招投标来看，部分2小时储能的项目已配备10%的钒电池，部分4小时及以上储能的项目配备了50%或100%的钒电池。

文章来源：数据宝，人民日报中央厨房，全国能源信息平台