為支撐新能源發(fā)展、便于電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度管理，青海、山西、安徽等不少省份開始探索共享儲能電站模式，尤其是湖南、山東兩省的共享儲能電站建設(shè)已行駛在“快車道”。隨著共享儲能電站項目建設(shè)“隊伍”的逐漸壯大，其快速發(fā)展面臨的挑戰(zhàn)也漸漸浮出水面。

　　受訪的業(yè)內(nèi)人士認(rèn)為，在沒有補貼的情況下，基于共享儲能模式的項目主要通過市場獲益，這意味著儲能投資者要把精力集中在市場化運作，通過資本打通項目渠道，為共享儲能模式增加新價值。

　　各地因地制宜探索共享儲能

　　自從去年7月國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)文明確“鼓勵探索建設(shè)共享儲能”后，山東、湖南、浙江、青海、河南、內(nèi)蒙古等20多個地方能源主管部門相繼出臺配套政策，把共享儲能作為開發(fā)建設(shè)儲能電站的重要方向。

　　“實際上，2018年電網(wǎng)側(cè)儲能項目某種程度上已經(jīng)算是共享儲能的一種嘗試。”新能源和儲能行業(yè)專家彭寬寬接受記者采訪時表示，何謂共享儲能，目前尚沒有準(zhǔn)確定義，“我個人認(rèn)為共享儲能是一個投資主體建設(shè)的儲能設(shè)施可以為多個用戶提供儲能價值的有償服務(wù)，通過收取服務(wù)費獲得收益的一種商業(yè)模式。”

　　“如今，通過共享儲能模式建設(shè)的儲能項目越來越多，各省依托自身資源稟賦，持續(xù)探索共享儲能發(fā)展的新模式。”中國能建廣東省電力設(shè)計研究院儲能技術(shù)中心主任楚攀介紹，共享儲能概念提出之后，最早是從青海開始嘗試。青海是新能源大省，目前，整個青海的新能源的裝機已超過50%，新能源的持續(xù)增長，給電量消納、電力平衡以及電網(wǎng)運行安全都帶來了巨大挑戰(zhàn)。為此，青海首先通過共享儲能的模式探索電網(wǎng)公司、新能源投資方、儲能建設(shè)方三個主體之間的新關(guān)系。

　　青海的共享儲能發(fā)展，可以簡單總結(jié)為“N對N”的市場設(shè)計，也就是說青海的儲能參與方是多個，需要儲能容量的風(fēng)光電站也是多個，兩者的電量傳遞通過當(dāng)?shù)卣{(diào)度機構(gòu)協(xié)調(diào)統(tǒng)一管理。“與青海不同，湖南共享儲能可簡單總結(jié)為'N到1再到N'。第一個N代表儲能電站的建設(shè)方、投資方，比如電池廠、集成供應(yīng)商、產(chǎn)業(yè)投資基金等，第二個N是新能源電站的運營方，而'1'則是湖共享儲能模式的制定者，當(dāng)?shù)氐碾娋W(wǎng)公司。”楚攀表示。

　　成本高企導(dǎo)致項目建設(shè)緩慢

　　采訪中，多位業(yè)內(nèi)人士直言，“投資企業(yè)正'跑步'入場”“從去年開始，共享儲能迎來備案和建設(shè)潮”“目前，已有超過100個項目完成建設(shè)或備案”“很多共享儲能項目備案了，但是很難建設(shè)”“今年的儲能增量不太樂觀”。

　　“目前，儲能還只是在一定區(qū)域內(nèi)實現(xiàn)共享，并不是一個絕對意義上的共享。”楚攀對記者表示，據(jù)不完全統(tǒng)計，目前全國已有大約24吉瓦共享儲能項目得到備案。但備案的共享儲能項目，未必一定能建成，受供需關(guān)系及產(chǎn)業(yè)鏈原材料漲價的影響，進(jìn)入2022年之后，整個儲能系統(tǒng)集成的價格已經(jīng)由2020年初的不到1500元/千瓦時，漲到了1800元/千瓦時以上。

　　楚攀直言，初裝成本較高成為掣肘共享儲能建設(shè)的主要因素之一。目前新能源汽車行業(yè)發(fā)展過快，很多電芯廠家絕大部分的生產(chǎn)能力傾向于利潤更高的動力電芯，留給儲能電芯的產(chǎn)能不夠多，儲能項目往往拿不到電芯現(xiàn)貨。即便與電芯廠家關(guān)系較好，也要排到三個月以后，如果拿貨量不夠大，至少排在半年以后。

　　不容忽視的是，如今儲能的整個產(chǎn)業(yè)鏈全線漲價。電芯價格普遍達(dá)到1元/瓦時以上，有的已達(dá)1.2元/瓦時甚至更高；逆變器普遍上漲了5%-10%，EMS也上漲了10%左右等，產(chǎn)業(yè)鏈的整體漲價，導(dǎo)致大型儲能項目的初始投資成本居高不下，每千瓦時的建設(shè)投資增長了20%-30%。

　　“全產(chǎn)業(yè)鏈漲價給共享儲能項目建設(shè)帶來壓力，企業(yè)雖然備案了不少共享儲能項目，但鑒于上游產(chǎn)品價格高企，不少項目處于做完前期可研就停滯的狀態(tài)。”一位不愿具名企業(yè)人士向記者透露，“另外，每個省的市場策略、收益計費方式不一樣，需要因地制宜設(shè)計不同方案，商業(yè)模式不能快速復(fù)制，無形中提升了共享儲能項目的建設(shè)成本。

　　“技術(shù)和非技術(shù)成本高，儲能電站初裝成本居高不下，系統(tǒng)集成能力參差不齊，無論哪個部分出現(xiàn)短板，都會影響整個系統(tǒng)，共享儲能模式下，儲能系統(tǒng)如何實現(xiàn)高安全、低成本、智能化和模塊化，是整個儲能產(chǎn)業(yè)亟待解決的問題。”楚攀表示，目前共享儲能商業(yè)運營模式還處于一個探索階段，大多數(shù)共享儲能項目收益依賴容量租賃和調(diào)峰輔助服務(wù)的補償，其盈利模式單一，收益有限。此外，現(xiàn)有儲能交易方式存在信息不透明、結(jié)算方式復(fù)雜等問題，難以滿足未來共享儲能的多主體同時交易的需求。

　　探索更多可推廣商業(yè)模式

　　共享儲能商業(yè)化面臨技術(shù)、經(jīng)濟性等多種挑戰(zhàn)，在儲能裝備研發(fā)和儲能系統(tǒng)集成、電力市場建設(shè)和儲能價格機制等方面缺乏明確的政策支持與相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)體系的支撐，相關(guān)專家建議完善儲能安全標(biāo)準(zhǔn)體系，推動大型儲能電站系統(tǒng)并網(wǎng)等相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)和技術(shù)規(guī)范的制定。

　　受訪的業(yè)內(nèi)人士均認(rèn)為，共享儲能的商業(yè)模式無法打通的原因是，缺少能夠體現(xiàn)價值的電力市場。彭寬寬建議，在政策上明確賦予共享儲能項目獨立、合法的市場主體地位，允許共享儲能對外提供儲能價值的服務(wù)；完善共享儲能電站的收益機制，增加收益來源，理順儲能項目建設(shè)的成本疏導(dǎo)路徑。

　　中關(guān)村儲能聯(lián)盟高級研究經(jīng)理張興對記者表示，盈利機制不完善制約了共享儲能發(fā)展。電力市場建設(shè)正在推進(jìn)中，共享儲能作為新的市場主體，參與輔助服務(wù)、現(xiàn)貨市場的相關(guān)規(guī)則尚未完全建立起來。從電價機制角度來說，獨立儲能充電的時候，作為用戶對待，需繳納輸配電價、政府性基金和附加，影響共享儲能參與調(diào)峰、現(xiàn)貨市場的積極性。

　　“要加快共享儲能商業(yè)模式探索，青海共享儲能探索出的商業(yè)模式已成功運行了三年多，可在'三北'地區(qū)廣泛推廣。”楚攀表示，隨著多元主體的不斷加入，共享儲能商業(yè)模式要想探索出一條長遠(yuǎn)發(fā)展的道路，需要構(gòu)建多元化、多渠道、多產(chǎn)品的融資體系，開創(chuàng)新型金融服務(wù)模式，形成一批可復(fù)制、可推廣的產(chǎn)融結(jié)合的模式，積極融入到地方經(jīng)濟社會發(fā)展。“促進(jìn)共享儲能快速發(fā)展，只靠容量的租賃以及調(diào)峰收益是遠(yuǎn)遠(yuǎn)不夠的，一定要推動共享儲能參與更多的電力輔助服務(wù)市場，獲取更多的收益疊加，唯有如此，共享儲能項目才能健康發(fā)展。”(記者 蘇南)

　　 轉(zhuǎn)自：中國能源報