2022年共享储能行业专题研究 储能结构性转变，共享储能之风渐烈

1.储能结构性转变：从分散配储到集中电站

1.1.新能源配储日益严格，成本增加收益率承压

新能源配储已成定局，配臵比例和时长有增加趋势。根据北极星电力网统计，截至2022年7 月，已有 24 个省级行政区和若干市级政府出 台新能源配储规定。对比同一省份在不同时间发布的新能源配储政策， 我们认为新能源配储比例和时长在政策上有增加趋势，主要体现在：（1） 直接增加配储要求，如福建省 2022 光伏项目申报较2021增加了若储能设施未与项目同步投产，配建比例提高至 15%、4h 的要求；（2）市级政策较省级提高，如甘肃省级方案要求河西地区按 10%、2h 配储， 嘉峪关市要求提高至20%、2h；（3）部分项目要求提高，如内蒙古保 障性并网项目要求配储15%、2h，市场化并网项目要求提升至 15%、 4h，辽宁风电建设方案要求配储比例10%（无时长要求），增补方案提 升至 15%、4h。

配储比例纳入项目评分，项目竞配愈发激烈。安徽省2021年风电、光伏竞争性配臵评分细则中，配储分值占比高达45%，竞配结果显示，获配光伏项目平均配储比例22.73%，风电项目平均配储比例47.42%，远高于文件所要求的配储比例不低于10%。目前，多地将配储比例纳入项目评分中，由于项目竞争激烈，投资方势必提高申报的配储比例以争取更高得分，则配储对新能源项目的投资压力较政策文件所显示的将更为严重。

山东提出将配储作为项目竞配、并网最优先条件。近日，山东省印发 《风电、光伏发电项目并网保障实施办法（试行）》征求意见稿，将接 入公共电网的陆上集中式光伏、风电项目全部列为市场化项目，要求按 照储能优先的原则由高到低排序，依次纳入年度开发建设容量，直至达 到容量规模上限；将储能容量配臵比例作为风光项目并网的最优先条件， 按照统一的排序规则依次保障并网。这一政策如正式执行，配储对新能 源项目开发的重要性将提升到前所未有的高度。

组件价格仍居高位，光伏配储收益率承压。年初至今，光伏组件价格 约上涨 0.1 元/W，根据 PVInfoLink 数据，截至 9 月 7 日，单晶组件182 和单晶组件 210 现货均价均为 1.98 元/W。硅料产能大规模释放仍 需时间，集中式光伏项目造价承受较大压力，相比同等规模风电项目， 集中式光伏收益率水平更低、对配储比例更为敏感，强制配储使得项目 收益率雪上加霜，造成项目收益率下降或开工进度不及预期。

1.2.储能的结构性转变——从配建到独立，从分散到集中

政策支持下，独立储能崭露头角。2022 年 5 月，国家发改委、国家能 源局联合发布《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》，提出独立储能的条件为：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。即独立储能主 要包括电网侧储能，电源侧配建的表后储能满足条件也可转为独立储能。 文件提出，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，充分发挥独 立储能技术优势提供辅助服务。

电网侧储能拟建及在建项目快速增加。根据中国化学与物理电源行业 协会储能应用分会统计，2022 年 Q1 和 Q2，集中式新能源配储并网规 模分别为 17MW、120MW，占全部储能并网的 36.19%和 37.08%；电 网侧储能并网规模分别为 10MW、70MW，占全部储能并网的 21.29% 和 21.73%。从规划项目看，2022Q1 和 2022Q2 拟在建电网侧储能规 模分别为 501MW、2428MW，环比增加 384.69%，高于集中式新能源 配储的 210.93%。我们认为，电网侧储能的高增所体现的是当前新能 源主流的分散自建配储模式不能完全满足电网对稳定运行及新能源消纳 的需求，独立储能正在登上舞台。

多省发布示范项目推动独立储能发展。2021 年底至今，山西、浙江、 山东、河北省先后发布新型储能示范项目清单，其中以电化学独立储能 项目为主，我们统计其中共有电化学独立储能项目 83 个，建设规模合 计 8.73GW，平均单个项目规模在 100MW 以上。

从电力系统角度看，集中式独立储能比新能源分散配储优势明显。独 立储能优势主要体现在：（1）新能源配储分散在各个场站，与场站作为 同一调度主体，调度权在场站而不在电网。由于各个场站出力曲线的不 同， 这种做法将使得场站各自为政，造成储能资源的闲臵和浪费。而 集中式储能被电网调度，可以集中区域内储能资源统一控制调配，发挥 规模和集群效应。（2）独立储能单体容量大，直接并入主网接受调度， 对储能系统的运作性能及可靠性要求更高；而多数新能源项目业主将配 储视为纯成本项，对价格更为敏感。我们统计 7 月储能项目招标价格， 新能源配储平均中标价为 1.56 元/W，而独立储能平均中标价为 2.15 元 /W，体现独立储能对系统及设备的要求相对更高，将对电力系统发挥 更为积极的作用。

当前独立储能仅在部分地区具备可行性。在此前发布的《新型电力系 统系列 1：独立储能电站调峰、调频经济性探讨》中我们测算，在造价 1.80 元/Wh、年调用 500 次、调峰补偿标准 0.7 元/kWh 的条件下，调 峰储能电站的项目 IRR 为 9.16%；当调峰补偿在 0.5 元/kWh 以下时， 独立储能项目经济性表现不佳。同时，当前大多数地区未对独立储能年 调用次数做出保障，项目收益率测算难度大，降低企业投资积极性。因 此，在当前辅助服务补偿标准/峰谷价差下，独立储能想要达到全面经 济性，还需寻找其他盈利途径。

1.3.寻求共赢之道，共享储能之风渐烈

共享储能商业模式：租金+场站服务/辅助服务/现货交易

共享储能降低新能源投资支出，增加独立储能收入来源。2021 年 8 月， 国家发改委、国家能源局发布《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》，允许发电企业购买储能或调峰能力 增加并网规模，确立支持共享储能发展的基调。共享储能的特点是向多 个新能源场站收取租赁费用，租金成本通常低于场站自行建设储能的成 本，从而降低场站配储投资压力，同时增加储能投资方收入来源，每年 提供稳定现金流。

共享储能可视为独立储能的一种商业模式，收益点主要包括租赁费、 场站服务费、辅助服务补偿、现货交易收益、容量补偿、优先发电权 交易等。我们将当前全国实践的主要共享储能模式划分为三类： （1）场站交易模式，储能和新能源场站交易，通过双边竞价或协商， 达成包含交易时段、电量、价格等内容的交易意向，代表地区为青海； （2）辅助服务模式，储能接受电网统一调度，通过提供辅助服务（主 要是调峰）获得对应补偿，同时向新能源场站收取固定租金，当前多数 地区采取这一模式； （3）现货交易模式，储能通过用电低谷充电、用电高峰放电获得峰谷 电价差，同时向新能源场站收取固定租金，代表地区为山东等启动电力 现货市场交易的省份。 以上模式可以共存，如电网调度储能时提供辅助服务，其他时间进行场 站服务或现货交易。

多地发布政策支持共享储能发展。除国家多份文件指出鼓励探索共享储 能模式外，甘肃、宁夏、山东、湖南等十余个省份也发布了支持共享储 能的文件，部分省份更鼓励新能源场站优先租赁共享储能。此外，部分 省份出台共享储能建设具体规划，如河北规划到十四五末新建 500 万千瓦、27 个共享储能电站；河南规划十四五期间新能源新增装机规模 50 万千瓦以上的地市，原则上建设容量不低于 20 万千瓦时共享储能电 站，新增新能源 100 万千瓦以上的，原则上建设容量不低于 40 万千瓦 时共享储能。

政策鼓励下共享储能蓬勃发展，2021 年备案项目超 24GWh。根据北 极星储能网统计，2021 年我国共有 84 个共享储能项目通过备案/公示， 项目建设规模合计 12.81GW，建设容量合计 24.49GWh。这 84 个项 目分布在 9 个省份，其中湖北备案项目最多，达到 34 个，山西备案项 目建设规模和容量最大，出现了多个 300MW 以上的项目，规模合计达 到 5.02GW/7.81GWh。

不完全统计 2022 年新增共享储能项目达 17.15GW/38.01GWh。根据 我们不完全统计，2022 年新增共享储能项目 127 个，分布在 18 个省 份，建设规模 17.15GW、容量 38.01GWh。其中，建设规模最大的为 河南，28 个项目合计 6.20GWh。其余项目容量超过 3GWh 的地区还 有：山东（5.80GWh）、陕西（5.06GWh）、宁夏（4.93GWh）、河北 （3.80GWh）、内蒙古（3.20GWh）。

2.新能源运营商和共享储能运营商收益测算

2.1.新能源运营商测算

风电、光伏租赁储能下项目 IRR 均优于自建储能。我们测算，假设 100MW 风电项目，本体造价 6.50 元/W，年利用小时数 2200h，上网 电价 0.37 元/kWh，在不配臵储能的条件下项目 IRR 为 7.36%；以 1.50 元/Wh 的价格自建 20MWh 储能时项目 IRR 下降至 6.64%；以 200 元/kW.年的价格租赁 20MWh 共享储能时项目 IRR 为 7.07%，IRR 情况为不配储>租用>自建。同时，风电对配储比例的容忍度较高，在 租赁情况下，租赁 50%（1h）储能，项目 IRR 依然能达到 6.00%。

光伏对租赁价格相对敏感。我们测算，假设 100MW 光伏项目，本体造 价 4.00 元/W，年利用小时数 1200h，上网电价 0.37 元/kWh，在不配 臵储能的条件下项目 IRR 为 5.84%；以 1.50 元/Wh 的价格自建 20MWh 储能时项目 IRR 下降至 4.84%；以 0.20 元/Wh.年（200 元/kW. 年）的价格租赁 20MWh 共享储能时项目 IRR 为 4.87%，略高于自建。 由于光伏弃电率低于风电（根据全国新能源消纳监测预警中心数据， 2021 年我国风电、光伏弃电率分别为 3.1%和 2.0%），独立储能进行调 峰、辅助新能源消纳的作用在光伏项目上相对不显著，光伏对共享储能 租金会更为敏感。

2.2.储能运营商测算

2022 年 8 月，河南省发改委下发了《河南省“十四五”新型储能实施方 案的通知》，提出：（1）2022 年电化学共享储能容量租赁参考价为 200 元/kWh.年；（2）示范项目每年调用完全充放电次数原则上不低于 350 次；调峰补偿价格报价上限暂定为 0.3 元/kWh。我们以此为边界条件 测算造价为 1.8 元/Wh 的共享储能项目收益。

共享储能具备经济性。在年调用完全充放电 350 次、补偿标准 0.3 元 /kWh、单位年租金 200 元/kWh 的假设下，共享储能项目 IRR 为 9.16%，经济性较好。根据测算，年租赁价格在 160 元/kWh 项目 IRR 为 6.53%。目前除河南外尚无省份公开发布共享储能指导价格，根据 储能与电力市场信息，山东省共享储能年租赁费用普遍在 350 元/MW 左右，按时长 2h 计算，即 175 元/MWh，在假设条件下同样具备经济 性。同时，在 200 元/MWh 年租金的条件下，补偿标准在 0.3 元/kWh 以上、年调用完全充放电 200 次以上的项目均能达到 6.5%以上的项目 IRR。

租金作为重要收入来源，租用比例对收益影响较大。我们测算在上述 假设下，200MWh 的储能电站首年含税调峰收入为 1939 万元，扣除电 费损耗后调峰净收入为 1811 万元，而容量 100%租赁情况下租金收入 为 4000 万元，占比较高，因此出租的容量比例对项目 IRR 影响较大。 出租容量下降到储能电站容量的 80%时，项目 IRR 将下降到 6.53%。

3.投资分析

共享储能是新能源和储能运营商的双赢之选：对新能源投资方而言， 免去较高的一次性初始投入成本，同时享受到储能对区域电网的调峰调 频、帮助消纳的作用，弃电率相对较高、IRR 空间较大的风电通过租赁 形式配储收益或更加明显。对储能投资方而言，通过租金+辅助服务补 偿/现货市场套利的模式已具备一定经济性，且租金占到收入的相当比 重，收益较单纯通过辅助服务或现货套利的储能电站收益更为稳定。对 电网而言，集中配储使得调度难度降低，储能的并网性能和安全性更方 便管理，增强电网运行保障。

能源结构低碳化转型持续推进，风电、光伏在“十四五”期间装机规模 高增长的确定性高。风光大规模并网带来电网运行安全和效率问题，建 设可调节电源势在必行。共享储能模式具备一定经济性，且能减轻新能 源配储负担，更兼多地政策倡导，投资有望迎来高峰。

编辑：JACK