共享储能为什么有望成为新能源配储主流模式？

（1）以租代建，共享储能改善多方经济效益

新能源配储盈利机制不明确背景下，储能质量不高、利用率偏下的问题不容忽 视。2021 年以来，随着新能源并网提速，电网消纳压力骤增，各省相继出台新能 源场站配套 10%-20%功率、2 小时时长的储能设施，并将配储作为新能源并网的前 置条件，储能需求快速增长。然而，在电价机制与成本疏导机制尚未理清背景下， 已建储能项目大多仍未形成稳定合理的收益模式，强配储能并网项目利用率不高现 象普遍存在，行业发展步入瓶颈期。根据 CNESA 统计数据，2021 年国内规划、在 建新型储能项目规模达 23.8GW/47.8GWh，新增投运新型储能项目装机规模 2.4GW/4.9GWh，规划项目大量延缓落地反映出上述问题亟待解决。

以租代建，共享储能通过解决关键痛点有望成为新能源配储行业新模式。共享 储能是由第三方投资建设的集中式大型储能电站，通过向新能源电站进行容量租赁 并参与电力市场，支持新能源发展并获取合理收益。与新能源电站配建储能的分散 式发展方式相比，共享储能的优势主要体现在：（1）使用效果好，大容量有利于 电网调配；（2）安全性高，统一技术规范，提升安全标准与电池质量；（3）经济 性更好，配置于电网关键节点，直接响应省级电网调度需求，服务全网运行。对于满足电网运行条件的配建储能，可以转为共享储能参与电力市场交易，进一步打开 共享储能发展空间。

分主体来看，电网公司、新能源电站、储能运营商均能有所获益，因此我们认 为共享储能有望成本新能源配储的主流模式。

据我们测算，诚然配储影响新能源电站收益率，但共享储能模式明显优于新能 源电站配建储能模式。

假设：（1）光伏电站单位投资额：4.1 元/W，首年光衰 2.5%，次年后每年光 衰 0.6%；（2）利用时长参数：年平均可利用小时数 1300h（实际大基地利用小时 数可能会更长，2021 年内蒙古光伏资源利用小时数超 1600h，新疆、甘肃、青海、 宁夏、陕西、山西Ⅰ类均超 1300h）；（3）价格参数：上网电价为各省燃煤发电 基准价平均值：0.3664 元/kWh；（4）贷款参数：自有资金比例 30%，贷款利率为 4.5%，贷款年限 15 年。

模式一：新能源电站不配置储能。测算全投资收益率 6.39%，平均度电成本 0.32 元/kWh；自有资金收益率 9.43%，平均度电成本 0.33 元/kWh。

模式二：新能源电站配建储能。假设新能源运营商自主配置 15%功率、2 小时 备电时长的储能项目，储能系统 EPC 均价取 1.7 元/Wh，假设光伏电站全生命周期内需要更换一次储能系统，更换价格取目前储能 EPC 均价一半对应 0.85 元/Wh， 测算全投资收益率 4.57%，平均度电成本 0.37 元/kWh；自有资金收益率 5.26%， 平均度电成本 0.36 元/kWh。

模式三：新能源电站租用共享储能。国家电投研究院预计山东储能容量租赁费 为 350 元/kW·年左右，考虑到新能源配储后运营商盈利性较低，实际租赁合同签 订时存在部分折价，选取 330 元/kW·年进行测算，假设前 10 年容量租赁费不变， 10-25 年每年下降 10%，测算全投资收益率 5.16%，平均度电成本 0.35 元/kWh； 自有资金收益率 6.50%，平均度电成本 0.35 元/kWh，收益率高于新能源电站配建 储能。

（2）风光大基地等消纳能力受限地区共享储能有望加速放量

风光大基地建设带动新型储能规模化需求。2021 年 11 月，国家发改委和国家 能源局联合发布了《关于印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光 伏基地建设项目清单的通知》，其中共涉及 19 个省，总规模 97.05GW，风光比例 约为 4：6，并网时点集中于 2022 和 2023 年。2022 年 2 月，国家发改委、能源局 发布关于印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案 的通知》，规划第二批风光大基地，根据方案计划以库布齐、乌兰布和、腾格里、 巴丹吉林沙漠为重点，以其他沙漠和戈壁地区为补充，规划总装机量约 455GW。 风光大基地建设有望带来大型化、规模化新型储能需求。

一期风光大基地项目主要进行本地消纳和利用存量特高压线路外送，对新型储 能需求较少。特高压作为远距离、大容量、低损耗的输电方式，可有效解决区域电 能不平衡问题，为风光大基地消纳提供通道。截止 2022 年 6 月底，我国已建成“16 交 19 直”共 35 条特高压工程，而根据国家能源局发布的 2020 年度全国可再生能 源电力发展监测评价结果，除部分西南水电外送配套的特高压直流工程实现 100% 清洁能源外送外，绝大多数线路输送电量中的可再生能源占比不及 50%，清洁能源 输送潜力较大。而根据国家能源局统计，2019 年全国特高压输电线路的平均利用 率仅为 53%，其中特高压直流、交流输电线路利用率分别为 61%、33%，特高压 线路利用率仍有较大挖掘空间。国家能源局提出开发第一期 97W 风光大基地，可 利用存量特高压线路外送，加之已有火电机组配套运行，对调节资源要求较少。

二期风光大基地远离电网主干网架，配储或成为刚需。2022 年 2 月，国家发 展改革委、国家能源局发布关于印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电 光伏基地规划布局方案》，规划以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠为重 点，到 2030 年建设风光基地总装机量 455GW，通过特高压直流外送到东部负荷消 纳地区。但特高压直流因其采用晶闸管的技术特点，对输送电源稳定性有着较高要 求，运行过程通常需要搭配火电或储能等灵活性资源进行调节，以酒泉-湖南±800 千伏特高压直流为例，送电功率 800 万千瓦，配套电源规模达 1580 万千瓦，其中 风电 700 万千瓦、光伏 280 万千瓦，同时搭配燃煤机组 600 万千瓦才能正常运行。 与一期项目相比，二期项目以新疆、内蒙古的荒漠隔壁为主，距离主网架距离更远、 火电资源相对匮乏，对储能需求进一步增强。以新能源配套 20%功率，2 小时备电 时长储能测算，二期风光大基地需配套 182GWh 储能。

风光大基地一期项目近乎全面开工，关注二期项目带动共享储能放量。国家能 源局 2022 年 5 月披露，第一批风光大基地进展顺利，已开工规模占比超 9 成，第 二批大型风光基地加快推进。共享储能有望以高利用率、以租代售降低新能源场站 初始投资压力等技术经济性优势，随着第二批大基地快速发展。