成本高企导致项目建设缓慢 共享储能商用面临多道关卡

　　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

　　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。

　　探索更多可推广商业模式

　　共享储能商业化面临技术、经济性等多种挑战，在储能装备研发和储能系统集成、电力市场建设和储能价格机制等方面缺乏明确的政策支持与相关标准体系的支撑，相关专家建议完善储能安全标准体系，推动大型储能电站系统并网等相关标准和技术规范的制定。

　　受访的业内人士均认为，共享储能的商业模式无法打通的原因是，缺少能够体现价值的电力市场。彭宽宽建议，在政策上明确赋予共享储能项目独立、合法的市场主体地位，允许共享储能对外提供储能价值的服务；完善共享储能电站的收益机制，增加收益来源，理顺储能项目建设的成本疏导路径。

　　中关村储能联盟高级研究经理张兴对记者表示，盈利机制不完善制约了共享储能发展。电力市场建设正在推进中，共享储能作为新的市场主体，参与辅助服务、现货市场的相关规则尚未完全建立起来。从电价机制角度来说，独立储能充电的时候，作为用户对待，需缴纳输配电价、政府性基金和附加，影响共享储能参与调峰、现货市场的积极性。

　　“要加快共享储能商业模式探索，青海共享储能探索出的商业模式已成功运行了三年多，可在'三北'地区广泛推广。”楚攀表示，随着多元主体的不断加入，共享储能商业模式要想探索出一条长远发展的道路，需要构建多元化、多渠道、多产品的融资体系，开创新型金融服务模式，形成一批可复制、可推广的产融结合的模式，积极融入到地方经济社会发展。“促进共享储能快速发展，只靠容量的租赁以及调峰收益是远远不够的，一定要推动共享储能参与更多的电力辅助服务市场，获取更多的收益叠加，唯有如此，共享储能项目才能健康发展。”(记者 苏南)

　　 转自：中国能源报