共享储能，能否解决新型储能的盈利困境？哪些企业参与其中？

统计显示，截至11月过半，全国范围内招标的共享储能项目规模已超本月招标的储能项目总规模一半，而在其他储能项目中，新能源配储的规模占比约23.6%，压缩空气占25.4%，用户侧占0.4%。共享储能项目中，规模在100MW以上的大型项目有9个。

共享储能，具有通过规模效应优化成本、易于调用、拓展盈利渠道的优势，被看作解决当前储能的市场化收益无法覆盖成本的问题的有效手段。

那么，共享储能的商业模式是怎样的？结合其优势和发展过程中遇到的问题来看，共享储能是否有望解决新型储能的盈利困境？

核心看点：

1. 共享储能，本质上是独立储能运营的一类商业模式，以降低成本、灵活调度、拓展多种盈利渠道的优势助力实现新能源企业、电力公司、储能企业的三方共赢。

2. 当前共享储能的主要商业模式有三类：开辟容量租赁服务、参与电力辅助服务、参与电力现货市场电能量交易。

3. 共享储能的发展主要受到政策支持、新盈利模式探索、数字技术解决交易关键问题三大主要因素的驱动。

4. 共享储能也面临多重风险和限制因素，包括：租赁市场风险，国内现货市场尚处初级阶段并存在峰谷价差波动风险，储能电池转化率、容量损耗、地域充放电价、充放电策略及方案设计等直接影响现货市场收益，辅助市场补偿机制的地域性倾斜，储能安全技术标准缺乏、共享后安全风险更大，共享储能与服务对象的协同，交易团队的专业性间接影响收益等等。

5. 共享储能参与多种类型电力市场的综合收益能否覆盖其成本，以及盈利空间大小，尚需投运后实践一段时间的观察和验证。

6. 优质的电池企业、储能系统集成商、拥有技术优势的储能电池温控企业和储能电池消防领域企业值得投资者尤为关注。
   

1、什么是共享储能？它的优势是什么？商业模式有哪些？

共享储能是由第三方负责投资建设和运营的集中式大型独立储能电站，面向多个新能源电站提供服务。

传统的配套储能提供“1对1”的专属服务，往往效益不佳。为了提高储能资源的使用率，不如改变服务模式，多找些服务对象，“结对”多个新能源电站，构成“1 对 N”模式。

共享储能，本质上是独立储能运营的一类商业模式。独立储能，根据2022年6月国家发改委、国家能源局联合印发的《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》，是具备独立计量、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，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。

图：配套储能、独立储能

（来源：国盛证券）

图：共享储能

（来源：国盛证券）

共享储能的优势在于，促进三方（新能源企业、电力公司、储能企业）共赢：

1）降低成本：新能源企业只需按年支付租赁费，无需一次性巨额投资建设，大幅减少新能源企业的前期投资压力，降低强制配储的建设成本，缓解投资风险。

2）灵活调度：覆盖区域大，可以充分利用周边多个不同类型（风、光）的新能源场站，及时响应电网负荷需求，有效提高储能电站的使用率。

3）拓展多种盈利渠道：不仅可以向新能源企业收取容量租赁费，还可参与调频、调峰等辅助服务市场，也可以进入电力现货交易市场，从而提高项目收益率，缩短投资回收周期。

4）相比传统独享式储能，更能促进新能源消纳，利于电力系统稳定与电网供需平衡。

共享储能已取得的经济性：

1）对新能源企业/投资商，共享储能减轻了配储资本投入，提高了IRR

相关统计数据 ，目前 2元/W 左右的组件价格已使集中式光伏电站的投资成本上涨至 4.2元/W 以上，全投资收益率IRR下降至5.74%左右。根据有关部门测算，若在上述光伏电站造价基础上，配建容量+储能时长为10%×2h的电化学储能，考虑 1.8 元/Wh 的储能投资成本将使光伏电站的全投资收益率进一步下降至4.80%左右， 低于5%的融资成本。在共享储能模式下，按照每 kW 年度租赁费用约300元计算，按光伏电站容量的10%租赁共享储能，每年大约支出 300 万元租赁费用，但省去了约 3600 万元的初始投资成本，IRR 下降至5.49%。虽然低于未配储时的 5.74%，但要高于自建储能时的4.80%，且高于融资成本，还可以通过贷款进一步提高IRR。

2）对共享储能企业/投资商，租赁能带来稳定收入，收益率可观

据某电网集团技经研究院数据，当前国内租赁费在 250-350 元/kW/年之间，一座 100MW 共享储能电站的容量租赁费用可达 2500-3500 万元/年。此外，各省独立储能项目的收益模式通常不止一种。按照宁夏自治区的容量租赁+调峰辅助服务双叠加收益模式，一座容量为 100MW/200MWh 的独立储能电站，容量租赁费用可获得3000 万元/年的稳定现金流收入；调峰辅助服务补偿费用当前为 0.8元/kWh左右，若全年调峰频次不少于 300 次的情况下，调峰费用可获得 4800万元/年的收入。整体项目收益可观，可使独立储能电站在5年之内收回投资成本。

当前共享储能的主要商业模式有三类：

1）为新能源电站提供储能租赁服务，获取租赁收益，这也是目前大部分独立共享储能电站最主要的收益来源。可在电力交易机构与新能源电站通过双边协商或集中竞价进行交易，利用储能电站的“充电宝”作用进行“低充高放”，降低新能源电站弃风弃光率，实现双方利益共享和风险分摊。尤其适用于新能源消纳形势严峻的省份。

2）参与电力辅助服务，获取调峰、调频等辅助服务补偿费用。

3）在电力现货试点省份，通过参与电力现货市场的电能量交易，实现峰谷价差套利。

其中，为共享储能开辟的创新盈利模式有：

1）融资租赁

该模式具有风险转移和灵活定制合同的优势，可避免储能资产长期搁置，服务合同期限最短以月为计时单位。租赁方可与负责储能系统建设、运营和维护的供应商签订一站式服务合同，最大程度地规避自身投建风险。

该模式应用市场除了电源侧的发电企业，还包括电网侧的供电企业和用户侧的工商业企业。租赁服务可以帮助供电公司弥补暂时的电力缺口；可帮助一般工商业企业在自建储能接入电网以前，临时采用短租作为过渡解决方案；也可帮助电网建设薄弱甚至没有电网的偏远地区用户，通过租用储能来增强配电网的供电效率或替代供电。

2）现货市场

全国首批参与电力现货市场交易的独立储能电站中，以山东的国家电投海阳、华电滕州、三峡新能源庆云、华能黄台储能项目为例，根据山东电力工程咨询研究院测算：独立储能电站在未参与电力现货市场之前，按照当时的价格政策，作为购电用户，以销售目录电价买电，平均电价为0.66元/千瓦时；以上网标杆电价卖电，平均电价为0.39元/千瓦时，储能企业盈利空间很小。

但参与电力现货市场交易后，依托电力现货交易市场发电侧峰谷价差，独立储能电站企业开始有了盈利模式。从今年1-3月的运行情况看，山东电力现货交易市场最低价格在0.08元/千瓦时，最高电价约为0.5元/千瓦时，峰谷价差在0.42元左右，也就是说储能企业交易一度电可赚0.42元。11月29日，山东省发改委发布《山东省发展和改革委员会关于工商业分时电价政策有关事项的通知》，将高峰时段电价上浮70%．低谷时段下浮70%、尖峰时段上浮100%、谷时段下浮90%，进一步拉大了峰谷价差，提升了储能的套利空间。该政策2023年1月1日起实施。据此推算，一座独立储能电站参与电力现货交易市场一年可赚取数千万元，较为可观。

2、共享储能是怎样发展起来的？现状如何？

为全面落实2021年中央财经委员会第九次会议提出的“深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”的方针政策，发电企业与电网公司需要配置大量储能作为新型电力系统的潮流调节器。

同时，各省能源局陆续出台相关政策，要求新能源电站以装机容量为基准，按照比例强制配储。这会对新能源的发展产生什么影响？需要从储能成本的角度来分析。

以电化学储能成本测算为例，若以锂离子储能电池2000元/千瓦时的单价估算，建设10MW/30MWh储能电站的投资成本不少于6000万元（不含运维费用、大修费用和电量损耗费用）。若参照上述某省规定，并按照该成本核算，光伏电站投资成本将至少需增加成本0.6元/瓦；以光伏电站建设成本按照3.5元/瓦测算，配套“独享”储能电站将使投资成本增加约17%。

这种“一刀切”的做法忽视了特定区域电力消纳水平与新能源电厂发电是否匹配的问题，比如某个地区的新能源电站发电量可能完全消纳从而无需配套储能电站。

虽然业界普遍认为储能有望形成万亿级市场，但由于储能的盈利模式暂未完全明朗化，配套的政策尚在研究探索中，加上新能源产业链上游价格仍处高位，强制配储无疑让新能源企业的收益率雪上加霜。

于是“共享储能”电站应运而生，共享储能电站并不专门配套给某个新能源电厂，而是为一定区域范围内的所有新能源电厂提供服务。

自2021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，山东等20多个地方能源主管部门相继出台配套政策，将共享储能作为开发建设储能电站的重要方向。

根据公开信息不完全统计，2022年前三季度（1-9月）共计新增共享储能项目127个，分布在18个省份，建设规模达17.15GW/38.01GWh，以陕西、河南、宁夏省项目数量最为突出。其中，国家能源集团、中节能、华润集团、华能集团、中广核、三峡集团、大唐集团、南方电网、中核集团、北京京能等央国企以及各大地方能源企业共计78个储能招标项目定标，合计规模达4.5GW/8.98GWh。

9月，晶科科技与湖南郴电国际、苏文电能签署75MW/150MWh集中式共享储能项目合作框架协议。根据协议，三方将共同布局郴州储能项目建设，推动光储能源一体化发展。

当前11月过半，据索比咨询机构统计，全国范围内招标的共享储能项目规模已超本月招标的储能项目总规模一半,达到1.39GW/2.98GWh 。其中，规模在100MW以上的大型项目有9个，招标业主覆盖国电投、华润集团、上海电力、国能、京能集团、风脉能源以及湖南勃兴。其它储能项目如新能源配储的规模占比约23.6%，压缩空气占25.4%，用户侧占0.4%。

（数据来源：索比咨询）

3、共享储能发展的驱动因素有哪些？

1）政策利好

国家层面，国家发改委和能源局在 2021 年 7 月发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》和2022年3月发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》均明确的提出了探索建设、推广共享储能模式。 

十余个省份也相继发布支持文件，部分省份更鼓励新能源场站优先租赁共享储能。国家还出台电力现货市场交易政策引导储能参与电力现货市场，加快形成市场交易和价格机制。

2）盈利模式的创新

目前一些省份如山东、湖南、青海、河南等已率先实施共享储能的建设，并探索新盈利模式。以山东为例，共享储能电站可享有容量租赁、辅助服务、优先发电权交易三重收益叠加。根据山东省电力公司技经研究院测算，叠加三重交易后的共享储能电站年收益约达7600万元，初具商业价值。

当收益路径拓得越宽，创新盈利模式越多，就越能激发共享储能投资建设的热度，一旦解决经济性难题后或将迎来高速发展。

3）区块链技术解决交易的关键问题

共享储能的商业模式逐步成熟，首先需解决市场主体之间协调、数据公信力、安全可靠等问题。区块链技术应用于共享储能中，可使各参与方精准了解并监督各环节的数据情况，实现清分结算过程可信化、便捷化、高效化。

在中国信通院主办的2020可信区块链峰会上，国网青海省电力公司和国网电商公司共同建设的基于区块链技术的共享储能市场化交易平台获得“2020可信区块链峰会高价值案例奖”。这个平台运行至2020年12月30日，累计充电电量2624万千瓦时，累计放电电量2079万千瓦时，充放电效率79.23%，获取调峰服务补偿费1459万元，共引导省内335座新能源电站参与储能辅助服务市场交易，促进新能源消纳。

4、共享储能发展的限制性因素和风险有哪些？

1）租赁市场风险

当前多数情况下，共享储能项目来自能源电力集团内部需求。比如某央企投建一个共享储能项目，租赁给集团内部所有新能源项目使用，以把控风险，避免租不出去、租赁用户不续租等问题。

然而，不同的电力投资企业之间租赁储能设施，尤其是民营资本建设的共享储能项目，租赁出去的规模就未必达到100%，出租率不高、难以保证连续出租、潜藏的商务纠纷将增大共享储能的投资风险。而且，目前多数地区的共享储能容量租赁尚未形成统一定价机制，也没有参考指导价，出租人和承租人之间如果有衡量容量价值的分歧，将会导致共享储能的实际出租率更低。

2）现货市场风险

今年9月，山东省发展改革委、山东省能源局、国家能源局山东监管办公室联合发文支持储能参与电力现货市场，山东省成为全国首个出台此政策的省份。文件明确提出，新型储能示范项目进入电力现货市场后，充电时为市场用户，从电力现货市场直接购电；放电时为发电企业，在现货市场直接售电。其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

国内其他省份大多仍处于观望阶段，尚未出台红头文件，或发布征求意见稿采取试行态度，或选取一些储能电站进行现货市场交易机制的探索和收益模拟测算。有的省份测算的结果是收益不佳获利难度较大，有的则收益丰厚容易获利。影响收益的因素也很多，比如储能电池转化率、容量损耗、充放电价、充放电策略与方案设计等。整体来说，明显比不上调频辅助服务市场的补偿收益。如此差异，将导致不同地域的储能电站会因地制宜地采用主辅不同的收益叠加模式。现货电能量市场因存在收益欠佳的风险暂且为辅。

此外，现货电能量市场上的峰谷电价差也不稳定。当前在一些经济大省，比如山东，电力现货市场的峰谷价差在0.6~0.7元/kWh；在浙江，峰谷电价差最大超过0.8元/kWh，可实现比较丰厚的盈利。但是电力交易市场政策或将变动，未来能否持续保持如此高的峰谷价差犹未可知。未来3~5年，如果现货市场峰谷价差缩小，储能项目将面临收益降低的风险。

我国尚处电力现货市场初级阶段，按照国家战略规划，本阶段将完善电能量交易规则，发挥储能电站跨时间调节能力，重点提升其在电力现货市场上的盈利水平。目前，我国第一批8个电力现货试点已全部完成试运营，第二批6个试点正在加快建设及试运营中。 一方面，要完善市场机制，允许储能电站在内的各类资源公平参与电力现货市场；另一方面，要完善价格机制，明确储能电站充放电价、输配电价政策，利用价格信号调动储能电站参与电网调峰，发挥新能源边际成本基本为零的优势，联合新能源共同参与电力现货交易。

等到步入电力现货市场成熟阶段，将拓展储能电站应用新业态、新模式，重点是让储能电站在多个市场中发挥多重价值。电力现货市场成熟运行后将取代调峰辅助服务市场。储能电站可全面参与电量市场、辅助服务市场和容量市场，提供不同时间尺度的调节服务。

3）辅助服务补偿机制存在区域性倾斜

国内的辅助服务主要包括调峰、调频和备用。从近年的电力辅助服务补偿费用结构看，东北区域调峰补偿力度最大，西北区域调频补偿力度最大，南方区域备用补偿力度最大。总体上，南方区域整体电力辅助服务补偿力度最大。

辅助服务市场补偿标准存在区域性倾斜，这将直接影响区域内共享储能电站提供辅助服务的盈利空间。辅助服务补偿力度小的区域，共享储能参与辅助服务市场的获利自然就小，反之则高。

对比国外成熟的电力现货市场，调峰服务通常被纳入现货市场而非辅助服务市场，由于我国电力市场发展不够充分，调峰服务暂定位辅助市场。国家能源局 2021 年发布的《关于进一步做好电力现货市场 建设试点工作的通知》中明确提出在电力现货市场运行期间由现货电能量市场代替调峰市场。未来国内辅助服务市场或将取消调峰服务，目前个别省份如浙江的辅助服务产品已不再保留调峰。未来的政策变动或将改变共享储能的盈利模式，是收窄盈利空间还是扩大尚不明朗。

4）储能的安全风险

随着储能应用场景范围逐年扩大，储能电站建设运营不规范、安全管理机制不健全、安全预警和处理能力较弱、锂电池火灾处置难等问题逐渐显现。当前各地纷纷出台新能源强配储能政策，部分储能技术操作、产品生产并不规范的企业受政策红利和补贴吸引进入储能行业，用户难以辨识各种储能技术和产品优劣，往往将价格作为选择储能系统的标准，缺乏安全保障，容易造成储能电站事故。

业内普遍认为，储能设施不安全以及技术标准不完善，是导致储能频发各类事故的根本原因。而储能电池的热失控以及电池模块和系统的热失控扩散（可阅读我们之前发布过的关于储能温控的关键回答），则是导致储能系统发生起火、爆炸等事故的直接原因。国际上一些电化学储能应用较早的区域，已明确将储能电站电池热失控风险评估作为强制入网标准，但我国目前尚未出台针对储能电站电池系统的安全规范及技术标准要求，仅有部分团体标准提及储能集装箱安全间距和防火要求。

由于目前在储能电池、储能设备、储能系统集成等方面均缺乏可供参照的权威技术标准，无形中也加大了储能产业发展的安全风险。尤其是采用“1对N”服务模式的共享储能电站，单体规模越来越大，功率要求越来越高，一旦其中一个电芯出现安全问题，在没有严密安全防护措施的情况下，都可能引起整个储能系统的连锁反应，造成大型爆炸事故，后果影响的就不单纯是一个服务对象了。因此，共享储能电站的安全防护及保障要求比独享储能更高、更复杂，面临的安全风险也更大。

要保障储能设施安全，避免意外事故发生，就必须做好储能电站设备选型、系统集成、安装调试、运行维护、设施报废等全生命周期各个环节的层层把控。

今年全国两会期间，已有多位人大代表委员呼吁加快有关部门制定出台储能系统安全规范，建议尽快出台储能电站建设运维安全指引标准，同时建议储能系统制造商应具备从电芯、模块、电池簇到集装箱系统的多级安全保障设计，以确保为用户提供安全、可靠的储能产品整体方案。

因此，优质的电池企业、储能系统集成商，拥有技术优势的储能电池温控企业和储能电池消防领域的企业值得投资者尤为关注。

5）交易团队专业性

储能项目利用现货市场的峰谷价差实现套利，需要深度参与现货市场和电力辅助服务市场。电力现货市场的电价实时变动，交易人员要对电价进行全天候跟踪，利用专业知识和经验作出准确的负荷及价格预测。如果负责电力交易的团队不够专业，很可能导致储能电站主体被大额罚款，甚至出现亏损。

6）共享储能与服务对象的协同

自建的独享式储能，可与新能源电站融合成一个整体，在提升新能源电站的一二次调频能力、功率预测能力和电压调节能力方面，两者能密切地联合运行。而对于共享储能，由于是面向多个服务对象的集控集调，在快速调节能力上能否与每个服务对象做到协同一致，还有待在后期的电站运营中验证。

综合以上因素，共享储能参与各类型市场的综合收益能否覆盖其成本，以及盈利空间的大小，将直接影响投资者的意愿和热度。同时，如果仅从调峰、调频等功能来看，还面临火电深调、可控负荷、电动汽车等更廉价的调节资源的替代。