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1、 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 產業研究報告 2023 年 06 月 13 日 電力及公用事業電力及公用事業“共享儲能”“共享儲能”商業商業模式剖析模式剖析 “共享儲能”是一種新型的電網側儲能商業模式，通常指布局在電網關鍵節“共享儲能”是一種新型的電網側儲能商業模式，通常指布局在電網關鍵節點，服務于區域內所有電力市場參與方的獨立儲能電站點，服務于區域內所有電力市場參與方的獨立儲能電站。該模式能夠提供靈活的電力供應和需求響應能力，有助于解決可再生能源波動性和電網負荷平衡的挑戰。共享儲能這一模式為儲能技術打開了更多的市場參與機會，例如參與電力市場現貨交易、提供調峰輔助服務等，從

2、而提升傳統儲能的經濟性。共享儲能的發展受到政策支持、技術創新和市場需求的推動共享儲能的發展受到政策支持、技術創新和市場需求的推動。隨著能源轉型和電力系統改革的推進，共享儲能作為新能源消納和電力系統靈活性的重要手段，具有巨大的發展潛力。同時，隨著技術的進步和成本的下降，共享儲能正在成為投資者和能源行業的關注焦點。風險提示：風險提示：政策風險：共享儲能市場需求的內在驅動為新能源強制配儲政策，相關政策的變化可能對共享儲能產業產生重大影響，可能導致投資回報率的下降或項目可行性的變化。模型風險：若對共享儲能項目經濟性測算所使用的模型及假設條件在市場、政策環境改變的情況下不再成立，則有可能影響測算結果，導

3、致研究結論出現偏差。作者作者 分析師分析師 于夕朦于夕朦 執業證書編號：S1070520030003 郵箱： 聯系人聯系人 陳梓銘陳梓銘 執業證書編號：S1070122090009 郵箱： 相關研究相關研究 1、國內外可再生能源企業購電協議的發 展 與 啟 示 電 力 市 場 微 觀 察 2023-06-02 2、儲能行業一級市場投融資回顧與展望能源轉型專題報告2023-05-10 3、核能綜合利用產業發展研究報告電力及公用事業2023-04-03 產業研究報告 P.2 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 內容目錄內容目錄 1.“共享儲能”商業模式概覽.3 1.1“共享儲能”誕生

4、的背景.3 1.2 傳統儲能項目商業模式困境.3 1.3 共享儲能的定義與優勢.4 2.“共享儲能”產業政策.5 2.1 國家層面政策.5 2.2 山東政策分析.6 2.3 湖南政策分析.7 3.“共享儲能”項目案例分析.8 3.1“共享儲能”商業模式.8 3.2 青海某 32MW/64MWh 共享儲能.8 3.3 山東某 100MW/200MWh 共享儲能電站.10 3.4 湖南某 100MW/200MWh 共享儲能項目.12 4.“共享儲能”項目投資建議.14 5.總結.15 風險提示.15 圖表目錄圖表目錄 圖表 1：各地區共享儲能相關政策匯總.5 圖表 2：共享儲能商業模式.8 圖表

5、3：青海某 32MW/64MWh 共享儲能電站.9 圖表 4：山東某 100MW/200MWh 共享儲能電站.11 圖表 5：山東共享儲能項目經濟性測算.12 圖表 6：項目營收占比.12 圖表 7：湖南某 100MW/200MWh 共享儲能電站.13 圖表 8：湖南共享儲能項目經濟性測算.13 圖表 9：項目營收占比.14 PYuWlZcZlXSXpXdYnV7NbPbRoMqQnPtQfQqQpReRnMnRbRrRxOuOnRxOuOnPnP產業研究報告 P.3 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 1.“共享儲能”“共享儲能”商業模式概覽商業模式概覽 1.1“共享儲能”誕生

6、的背景“共享儲能”誕生的背景 隨著“3060 雙碳”目標在電力行業的全面貫徹落實，我國新能源裝機量迎來爆發式增長。據國家能源局統計，截止 2023 年一季度，全國可再生能源裝機量共計 12.58 億千瓦，其中風電裝機總量 3.76 億千瓦，光伏發電裝機總量 4.25億千瓦。僅 2023 年一季度，可再生能源新增裝機 4740 萬千瓦，同比增長86.5%，可再生能源發電量達到 5947 億千瓦時，同比增長 11.4%。以新能源為主體的新型電力系統建設正在穩步推進，可再生能源即將成為新型能源體系的重要支撐。與此同時，可再生能源因其隨機性、間歇性、波動性，其快速發展使得電網在新能源消納、調峰與調頻方

7、面的壓力日益凸顯，給電網的安全穩定運行帶來了巨大挑戰。在這樣的行業背景下，儲能被視為解決新能源問題的重要手段。經電規總院測算，“十四五”中后期電網側新型儲能需求約 2500 萬千瓦。儲能技術規?；?、產業化主要起步于“十三五”期間，在此階段“新能源配儲”一度被認為是儲能項目的主流模式與內在驅動力。然而隨著產業實踐的推進，新能源配儲在實用性、經濟性方面的局限性逐漸顯現，儲能行業的發展遭遇瓶頸。為解決這一問題，“共享儲能”這一新型商業模式應運而生，其憑借更靈活的資源配置、更高效的運行效果、更優秀的經濟效益，有望解決傳統新能源配儲的諸多難點，為儲能產業的發展注入新的動力。1.2 傳統儲能項目商業模式困

8、境傳統儲能項目商業模式困境 在“共享儲能”被提出之前，我國儲能項目以發電側的新能源配儲以及用戶側的工商業儲能為主。新能源配儲方面，當前已有超過 20 個省份出臺了有關新能源場站強制配儲的政策，配儲比例多為場站容量的 10%20%1，其中一些省份配套優先調用條件鼓勵配儲，更有甚者直接將配儲作為場站并網或核準的前置條件。這一系列強制配儲的政策一度成為儲能市場蓬勃發展的重要驅動力，也是各大機構評估儲能市場總量的重要依據。然而，隨著首批并網的新能源配儲項目運營幾年下來，行業發現這一模式并沒有像設想那樣在新能源消納方面起到應有的作用，這一模式的弊端也逐漸顯現。首先是新能源配儲極低的利用率，據中電聯 20

9、22年統計，電化學儲能項目實際平均等效利用系數僅 12.2%。其中，新能源配儲能利用系數僅為 6.1%，運行策略最多僅做到棄電期間一天內一充一放，整體調用情況較差。其次，新能源配儲投資、建設、運維通常由發電企業獨自承擔，會給發電企業帶來的巨大經濟成本，據中國能源報統計顯示，光伏電站配建裝機量 20%、時長 2 小時的儲能項目，初始投資增加 8%10%；風電場站配建相同規格的儲能項目，初始投資成本將增加 15%20%，內部收益率降低 0.5%2%不等。這意味著新能源配儲從一個協助場站消納棄風棄光、增加發電收益的改進措施，變成了單純的額外成本，不僅沒能幫助項目提振收益，額外投資更使得項目經濟性進一

10、步惡化，成為了發電企業的經濟負擔。部分地區的新能源配儲在執行過程中更是“變了味”，“一刀切”的百分比配儲形式大于實用，1來源：北極星儲能網，兩地發布新政要求光伏配儲能！附 24 省區新能源配儲對比！產業研究報告 P.4 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 本質上淪為了項目“路條”和并網程序中的“潛規則”。由于新能源配儲的投資完全由發電場站自身承擔，其極低的利用率結合場站自身的投資回報壓力，使得大部分場站選擇最低價格而不是最優質量的儲能產品，導致新能源配儲這一領域被大量低端甚至已經被淘汰的儲能技術占領，劣幣驅逐良幣，長久來看不利于儲能技術的發展。當前，越來越多的從業者意識到新能源配

11、儲這一模式并不能體現儲能的價值，而且對儲能產業的發展有著消極作用，叫停新能源強制配儲的呼聲也開始出現。工商業儲能方面，隨著電價機制改革的不斷推進，儲能項目已在峰谷價差更大的經濟發達地區實現了較好的經濟性。據行業統計顯示，在峰谷價差超過 0.7元/kWh 的情況下，用戶側儲能可實現盈利。根據 CNESA 統計，僅 2023 年 3月，我國已有 18 個省份和地區最大峰谷價差超過了 0.7 元/kWh，（廣東、海南、湖北、浙江、吉林、山東、四川、重慶、遼寧、湖南、江蘇、河南、安徽、蒙東、廣西、黑龍江、天津、江西）隨著迎峰度夏以及后續供暖季節的到來，這一數字有望繼續增長，工商業乃至整個用戶側儲能的市

12、場有望進一步增長。然而工商業儲能在執行過程中也暴露出諸多問題。首先，大部分工商業儲能服務于工商業園區，項目建設、運維過程中需要與地方電網、園區管理、已有的新能源發電設施以及園區用戶頻繁的溝通與協調，這一過程涉及到各方的利益權衡，對于大型園區來說極其耗時耗力。其次，初期的工商業儲能不具備獨立的市場地位，通常依附于園區業主與電網開展交易，這使得儲能運營方在交易過程中處于弱勢地位，存在應收賬款回款問題，項目現金流壓力大。最后，工商業儲能多采用合同能源管理的模式，存在融資難、重資產、風險收益不共擔等問題，這些都嚴重限制了工商業儲能的發展空間。1.3 共享儲能的共享儲能的定義與定義與優勢優勢“共享儲能”

13、是一種新型的電網側儲能商業模式，通常指布局在電網關鍵節點，服務于區域內所有電力市場參與方的獨立儲能電站。其背后有兩個關鍵屬性，“共享”與“獨立”?！肮蚕怼笔侵竷δ茈娬静痪窒抻诜諉我坏陌l電/用電方，而是將儲能設施開放給多個用戶使用。儲能設施的使用權和收益權被分割為多份，不同用戶可以根據自己的需求和能力購買相應的份額，通過精細的調度管理和靈活的交易機制，各取所需，實現多方共贏；“獨立”是指儲能場站由獨立第三方投資、建設、運營，并以獨立身份參與電力市場交易。國家發改委、能源局在關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知中對獨立儲能的定義為“具備獨立計量、控制等技術條件，接入調度自動化系統可

14、被電網監控和調度，符合相關標準規范和電力市場運營機構等有關方面要求，具有法人資格的新型儲能項目”。相比于傳統的服務于單一主體的儲能模式，“共享儲能”有著諸多優勢。首先，“共享”這一屬性極大地提升儲能設施利用率。儲能場站在同一時間段內可服務于多個電力市場主體，在很大程度上避免了設施的閑置浪費，在提高項目收益水平的同時，也能夠為用戶提供更具有價值的電力市場服務。對于新能源場站而言，可通過簡單的容量租賃模式實現新能源配儲，而無需在昂貴的儲能設施建設方面進行過多投入；其次，“獨立”屬性使得儲能設施不再與單一主體、單一目的綁定，使其在參與新能消納之余，還可以提供調峰、調頻等電網輔助服務。儲能場站可以采用

15、更加精細、復雜的運營策略，進一步拓寬了營收渠道，豐富了儲能的價值?！蔼毩ⅰ边€意味著儲能場站可以以獨立的身份參與到電力市場交易當中，獨立自主地與電網以及其他客戶交易、結算，而無需依附于第產業研究報告 P.5 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 三方主體，可極大簡化交易流程，降低結算風險與現金流壓力；除此之外，共享儲能還具備靈活性的優勢，可以根據需要進行靈活的容量擴充或縮減，以滿足不同場景下的需求，可以更加適應復雜多變的電力市場環境；共享儲能也將分散在電網各處的零散儲能資源化零為整，極大降低了電網的調度壓力。2.“共享儲能”產業政策“共享儲能”產業政策 2.1 國家層面政策國家層面政

16、策“共享儲能”這一概念最早于 2018 年由國網青海省電力公司提出，并在 2019年頒布的青海電力輔助服務市場運營規則(試行)中明確規定共享儲能可作為獨立主體參與市場交易，成為我國首個允許共享儲能進行市場化交易的區域電力市場。2021 年 7 月，國家發改委、國家能源局在聯合印發的關于加快推動新型儲能發展的指導意見中指出“明確新型儲能獨立市場主體地位，鼓勵儲能作為獨立市場主體參與輔助服務市場，鼓勵探索建設共享儲能?！边@是共享儲能這一概念首次出現在國家層面的政策當中，明確要求加快推動共享儲能參與市場以及加快建設各類市場配套機制，為共享儲能的發展注入了強勁動力。截止 2022 年底，已有山東、湖南

17、、青海、遼寧、安徽、河南、浙江、山西、云南、廣西、內蒙古、寧夏、甘肅、河北、新疆等超過十五個省份與地區出臺了有關共享儲能的政策（詳見表 1），共享儲能模式在全國得到廣泛推廣。各地區共享儲能政策規定的市場規則以及覆蓋的服務類型在底層邏輯上相似，但是政策細節與執行方式差異較大，本文根據后續項目案例測算需要，僅對山東、湖南兩地的共享儲能政策進行深入分析。圖表1：各地區共享儲能相關政策匯總 區域 政策文件 發布時間 相關內容 山東 關于開展儲能示范應用的實施意見 2021/4 支持各類市場主體投資建設運營共享儲能設施，鼓勵風電、光伏發電項目優先租賃共享儲能設施，租賃容量視同其配建儲能容量。湖南 關于加

18、快推動湖南省電化學儲能發展的指導意見 2021/10 積極推動電網側儲能合理化布局，以建設大規模集中式共享儲能為主。青海 青海省國家儲能發展先行示范區行動方案 2022 年工作要點 2022/7 研究制定新型儲能電站規劃布局方案，開工建設吉瓦級源網共建共享儲能示范項目。遼寧 加快推進清潔能源強省建設 實施方案的通知 2022/10 探索推廣共享儲能模式，鼓勵新能源電站以自建、租用或購買服務等形式配置儲能。安徽 安徽省新型儲能發展規劃（2022-2025）2022/8 積極支持各類主體開展共享儲能等創新商業模式的應用示范，營造開放共享的儲能生態體系。鼓勵有配置儲能需求的新能源發電企業就地就近、長

19、期租賃共享獨立儲能電站。河南 河南省“十四五”新型儲能實施方案 2022/8 建立共享儲能容量租賃制度。鼓勵新能源企業以容量租賃的模式配置儲能需求，支持共享儲能企業通過租賃費用回收建設成本并獲得合理收益。容量租賃參考價為 200 元/千瓦時。浙江 關于浙江省加快新型儲能示范應用的實施意見 2021/11 有序開展電源側儲能建設。支持“微網+儲能”“新能源+共享儲能”等電源側儲能項目建設。山西 2023年全省電力市場交易工作方案 2022/12 持續優化獨立儲能、虛擬電廠等新興市場主體參與現貨市場 機制。研究出臺新型儲能共享容量租賃交易機制。云南 關于進一步規范開發行為加快光伏發電發展的通知 2

20、023/3 光伏項目按照裝機 10%配置調節資源，可通過自建新型儲能設施、購買共享儲能服務和購買燃煤發電系統調節服務等方式實現。產業研究報告 P.6 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 廣西 加快推動廣西新型儲能示范項目建設的若干措施（試行）2023/4 確定納入自治區集中共享新型儲能的示范項目作為獨立儲能的市場地位。鼓勵市場化并網新能源項目通過在全區范圍內租賃示范項目容量的方式配置儲能需求。（參考區間為 160230 元/千瓦時）內蒙古 關于加快推動新型儲能發展的實施意見 2021/12 探索推廣獨立共享儲能模式。在新能源資源較豐富、系統消納能力較差或電網調峰需求較為集中的地區

21、，因地制宜布局建設獨立共享式新型儲能電站。寧夏 寧夏“十四五”新型儲能發展實施方案 2023/2 積極支持各類主體開展共享儲能、云儲能等創新商業模式的應用示范。鼓勵發電企業、獨立儲能運營商聯合投資新型儲能項目。甘肅 甘肅省電力輔助服務市場運營規則（試行）2023/1 獨立共享儲能與新能源場站協商一致后，可以獨立身份參與調頻輔助服務市場交易，剩余容量不可參與調峰容量市場。河北 全省電源側共享儲能布局知道方案（暫行）2022/5 規劃到“十四五”末，在全省 23 個重點縣區，新建共享儲能電站27 個，建設規模約 500 萬千瓦。新疆 關于加快推進新能源及關聯產業協同發展的通知 2023/5 鼓勵鼓

22、勵各類投資主體在負荷密集接入、大規模新能源匯集、大容量直流饋入、調峰調頻困難和電壓支撐能力不足的關鍵電網節點，建設服務一定區域的集中式共享儲能。資料來源：各省份政府機構官網、長城證券產業金融研究院 2.2 山東政策分析山東政策分析 2021 年 4 月 8 日，山東發改委、能源局、能監辦印發關于開展儲能示范應用的實施意見通知，提出“促進新型儲能技術研發和創新應用，建立健全相關標準體系，培育具有市場競爭力的商業模式”及“首批示范項目規模 50 萬千瓦左右”的任務目標，并確定“支持各類市場主體投資建設運營共享儲能設施，鼓勵風電、光伏發電項目優先租賃共享儲能設施，租賃容量視同其配建儲能容量”的主要任

23、務。政策規定共享儲能項目功率不低于 50MW，充放電時長不低于 2 小時，可參與輔助服務與容量租賃市場。在隨后出臺的關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施中進一步規定，“獨立儲能可參與電力現貨市場，作為獨立市場主體參與市場交易，充電時為市場用戶，放電時為發電企業”對共享儲能的市場地位進行了詳細的定義。同時政策也確認參與現貨市場的儲能項目可獲得容量補償，可在全省范圍內租賃使用，獲得容量租賃收益，進一步增厚了共享儲能的項目收益。借此，山東成為我國首個出臺省級電力現貨市場儲能支持政策的省份。為鼓勵共享儲能發展，上述文件及其他文件還提出了如下有利于共享儲能的實施細則：參與電力現貨市場獲得容量補

24、償的儲能項目，按獨立儲能月度可用容量的2 倍核算補償費用；容量市場運行前，參與電力現貨市場的發電機組容量補償費用從用戶側收取，電價標準暫定為每千瓦時 0.0991 元（含稅）；風電、光伏租賃儲能示范項目的，按儲能容量比例由高到低排序，排名靠前的優先并網、消納；儲能項目參與輔助服務，相關收益費用由發電主體與電力用戶分攤；示范項目在火電機組調峰運行至 50%以下時優先調用，補償標準 200 元/MWh;示范項目參與電網調峰時，充電每 1 小時給予 1.6 小時的調峰獎勵優先發產業研究報告 P.7 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 電量計劃；儲能聯合火電調頻時，Kpd3.2 每月獎勵

25、 20 萬千瓦時/MW 的調頻獎勵優先發電量計劃，Kpd每提高 0.1 增加 5 萬千瓦時/MW 調頻獎勵優先發電量計劃；示范項目調峰調頻優先發電量計劃按月度兌現，可參與發電權交易。一系列政策的推出，首先給予了共享儲能項目獨立的市場地位，為共享儲能參與市場化運行奠定了基礎。同時，政策將傳統儲能單一的營收方式拓寬至電力現貨交易、容量租賃、輔助服務等多營收來源，提升了共享儲能的收益率，使得運營模式更加靈活，進一步挖掘了儲能對于電力系統的服務價值。2.3 湖南湖南政策分析政策分析 湖南省儲能的共享模式起步于 2020 年。最初由于電網巨大的調峰與新能源消納壓力，省網也試圖通過新能源場站強制配儲來解決

26、相應問題，雖然該政策得到了大量新能源企業的響應，但是由于巨大的投資成本與較差的經濟性，鮮有企業落實配儲建設。2020 年底，由國網湖南綜合能源牽頭，提出了新能源配儲租賃的模式，即由儲能設備商向國網綜合能源出租儲能設備，國網綜合能源負責建設儲能場站，再向新能源場站出租使用權已達到配儲目的。該商業模式在某種程度上也實現了儲能資源共享的目的，且投資成本與風險被分散到了儲能設備商、國網綜能、新能源場站三方，成為了湖南省共享儲能的雛形。2021 年 10 月 13 日，湖南省發改委印發了關于加快推動湖南省電化學儲能發展的實施意見，提出“以發展電網側儲能為重點，力爭到 2023 年，建成電化學儲能電站 1

27、50 萬千瓦/300 萬千瓦時以上，以建設大規模集中式共享儲能為主”的發展目標與任務。政策明確了儲能的獨立市場主體地位，并要求研究建立儲能參與中長期交易、現貨和輔助服務市場的機制與標準，為開啟湖南儲能商業化運營奠定了基礎。隨后，湖南省政府在 關于支持先進儲能材料產業做大做強的實施意見實施細則、關于做好新型儲能與新能源項目容量配置工作的通知、湖南省新型儲能容量市場化交易試點方案等一系列文件中針對獨立儲能出臺了一系列優惠政策，整理歸納如下：于 2022 年 12 月底前，2023 年 6 月底前全容量并網運行的新型儲能試點項目分別按其裝機容量的 1.5 倍、1.3 倍計算所配新能源容量；并網容量不

28、小于 5MW/10MWh 的獨立儲能站可深度參與深度調峰交易，獲得調峰輔助服務收入。且以充電量計量報價，忽略儲能站充放電轉換效率的影響；提供功率大于 30MW 調峰服務報價，時長小于 1 小時最高報價 550 元/MWh，長于 1 小時最高報價 600 元/MWh；儲能電站具備提供旋轉備用技術條件后，方可作為賣方參與交易；儲能電站上網電量減免輔助服務費用分攤；先進儲能材料企業利用儲能電站降低成本的，按儲能電站的實際放電量給予儲能運營主體 0.3 元/千瓦時獎勵，年度獎勵額度不超過 300 萬元。值得一提的是，湖南容量市場是全國首個允許儲能進入的容量交易試點方案，產業研究報告 P.8 請仔細閱讀

29、本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 積極探索了儲能容量平臺化、公允化交易的可行性。3.“共享儲能”“共享儲能”項目項目案例案例分析分析 3.1“共享儲能”商業模式“共享儲能”商業模式 共享儲能的主要商業模式在前文已有所論述，本段以表格的方式進行歸納整理。當前行業的普遍觀點是：共享儲能應采用以容量電價收入托底，容量租賃與調峰輔助服務為主，調頻輔助服務、峰谷套利等其他營收為輔，多渠道營收的商業模式。圖表2：共享儲能商業模式 名稱 定義 容量電價 對儲能設施的裝機容量或可用容量直接進行補償的電價收入，用于衡量儲能在保障電力系統容量充裕性與供電可靠性時所提供的價值，與抽水蓄能的容量電價機制相似。一

30、般用以回收儲能設施的容量成本，對儲能項目回收投資起到保障作用。容量租賃 儲能場站向光伏、風電場站出租容量，以滿足電網對其配儲的要求，同時按租賃容量獲得租金收入的商業模式。通常以雙方簽訂 110 年的長期租賃合同為具體實施方式。電力現貨市場交易 在電價高峰時段將電能儲存起來，在電價低谷時段將電能釋放出來，以獲取價格差異而獲利的一種商業模式。相當于將用戶側的峰谷套利放在電網側進行。調峰輔助服務 儲能調峰是指在可再生能源超發，電力系統短時間內出現供需不平衡的情況下，調用儲能設施將多余的電力存儲起來，并在電力需求增加時釋放出來的過程。在可再生能源大量接入電力系統的情況下，調峰輔助是提高電力系統的穩定性

31、和可靠性的重要手段，也是儲能對電網起到支撐作用最主要的方式。調頻輔助服務 儲能調頻是指在電力系統的頻率發生變化時，儲能系統通過快速充放電跟蹤電網調度下達的出力曲線，以維持電力系統頻率穩定的一種輔助服務。當前市場環境下調頻輔助服務以火儲聯合調頻為主。其他 自動電壓控制（AVC）、黑啟動、無功調節等政策允許的其他服務 資料來源：長城證券產業金融研究院 3.2 青海某青海某 32MW/64MWh 共享儲能共享儲能 青海省為我國首個針對“共享儲能”出臺政策并嘗試推廣該商業模式的區域電網，首批共享儲能示范項目于2019年在海西區并網運行2，對區域新能源消納、電力電量平衡起到了一定的積極用。然而，示范項目

32、的成功落地并沒有使得共享儲能在青海地區得到廣泛推廣，其根本原因在于市場化機制的缺失導致的項目經濟性低下問題，以及成本疏導所帶來的的利益分配問題。本小節選擇其中一個具有代表性的項目進行案例分析，并重點闡述項目中暴露的問題及經驗教訓。青海地區有著豐富的可再生資源，光資源規模為 10 億 kW，風資源規模為 7500 2來源：北極星儲能網，兩地發布新政要求光伏配儲能！附 24 省區新能源配儲對比！產業研究報告 P.9 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 萬 kW3，為清潔能源示范省，同時棄風棄光問題嚴重。首批共享儲能示范項目落地時，青海省新能源裝機累計規模 1200 萬 KW4，全省棄

33、光棄風率 5%以上5，理論上對共享儲能這樣的優質調峰資源有著迫切的需求。本節所分析的某 32MW/64MWh 共享儲能電站為我國首個投運的商業化運行獨立儲能電站，項目總投資 1.2 億元，采用磷酸鐵鋰電池，除儲能單元本體外還配套建設 PCS 倉、變壓器、消費設施及接入線路等。項目利用海西區某變電站舊址以戶內倉儲方式建設，除了利用已有設施降低建設成本之外，還鎖定了新能源場站集中、消納問題嚴重的電網關鍵節點，同時該變電站周圍的新能源場站電價水平較高，為后續進行調峰服務獲得收益奠定了有利條件。該項目落地時青海省為共享儲能制定了三個類型的交易模式：（1）雙邊交易：共享儲能可與周邊光伏電站、風電場達成雙

34、邊協議，確定調峰交易時段、電價和交易電力、電量，合同需在電網交易平臺備案并由調度機構核準執行，主要適用于中長期（月度、年度）輔助服務。（2）市場競價交易：儲能電站向交易平臺提交時段、電量、服務價格等交易信息，通過市場化競價機制出清，主要適用于短期（日前）輔助服務。（3）電網調用：若參與前兩種交易模式后仍有剩余電力的，在電網有調峰需求的情況下，按 0.7 元/kWh 調用。按該模式設計的初衷，三種交易的結算價格逐層遞減，即雙邊交易價格市場競價價格電網調用價格。由于海西區當地具備光伏與風電兩種資源，項目初期考慮到光伏中午超發，風電夜間超發，因此儲能場站每天理想情況下可有 2 次調峰機會，考慮陰雨天

35、氣影響取 1.6 次。在上述政策與市場環境下，該項目初期商業計劃按全年運行330天，每天 1.6 次循環，90%DOD（充放電深度），90%系統效率，10 年運行周期，調峰價格按最低 0.7 元/kWh 測算，最終項目回收期為 78 年，資本金 IRR超過 10%，具有良好的經濟效益。圖表3：青海某 32MW/64MWh 共享儲能電站 資料來源：長城證券產業金融研究院 3來源：北極星風力發電網，青海新能源裝機突破 800 萬千瓦 風能資源達 7500 萬千瓦 4來源：新華社，綠電 15 日：青海創出低碳樣本 5來源：貴州省能源局，國家能源局：一季度棄風率 4%，棄光率 2.7%，基本無棄水 產

36、業研究報告 P.10 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 然而實際運行下來，該項目不僅沒能達成初期商業計劃，還出現了嚴重的現金流問題，根據后期運行數據與市場環境分析，該項目的所遇到的問題由以下幾點造成：首先，因政策規定，項目的收益僅有標桿電價部分（青海為 0.2277元/kWh）由電網以現金的方式結算給儲能項目，其余部分全部來自新能源補貼，在新能源補貼退坡且欠補嚴重的情況下，儲能項目大部分收入為應收賬款，帶來了巨大的現金流壓力。收入來源于補貼的方式也使得共享儲能與新能源場站的利益產生沖突，導致市場運轉受阻；其次，僅基于當地能源結構而確定的每天 1.6 次充放的條件過于理想化。實際

37、上青海部分地區夜間缺點嚴重，雖然夜間風電超發，但是電網整體并無消納需求，導致儲能項目長期僅能實現每天一沖一放，嚴重影響收益；最后，由于市場初期共享儲能項目方有限，電網所設想的雙邊交易與市場競價交易的模式并未順利運轉，共享儲能后期完全依賴電網調用，營收模式單一的同時還限制住了服務價格。雖然青海早期在共享儲能方面的嘗試遭受了一定的挫折，但是其中暴露的問題也為后續共享儲能的推進提供了重要參考，其經驗教訓可總結為以下幾點：電力市場化是共享儲能模式順利運轉的必要條件，活躍的市場才能最大限度的體現儲能的價值；共享儲能必須采取多元化的營收方式，單一的營收模式有著較大的風險，且在現有市場環境下難以支撐儲能項目

38、的持續運營；儲能項目的成本疏導需要考慮到各方利益，過度依賴補貼以及不合理的分配方式都會嚴重阻礙共享儲能模式的推廣。3.3 山東山東某某 100MW/200MWh 共享儲能電站共享儲能電站 山東省由于煤電占比較高，電源結構單一，隨著新能源大量并網，棄風棄光現象嚴重（棄風棄光率在 6%12%之間），調峰手段不足、民生供熱以及火電經濟收益之間的矛盾日益突出，電網對火電機組之外的調峰資源有著巨大需求。結合山東省能源發展“十四五”規劃預測，山東電網需增加調峰能力 4000 萬千瓦時。受以上需求驅動，該省目前正處于共享儲能示范項目大規模推廣階段，僅 2022 年全年就有 25 個規模在 100MW/200

39、MWh 左右的鋰電獨立儲能項目入選示范項目清單6。結合該省在推進電力現貨市場建設方面的積極嘗試以及完善的共享儲能配套政策支持，山東有望成為共享儲能商業推廣最迅速、市場最為活躍的地區之一。本節選擇上述 25 個示范項目之一進行案例分析，該項目容量 100MW/200MWh，采用磷酸鐵鋰電池，同時配套建設 PCS 倉、升壓主變、接入線纜等，總投資4.2 億元。項目擬運行 25 年，運行周期內更換兩次電池。項目收益分為三類：（1）參與電力現貨交易，即峰谷套利收益；（2）儲能容量租賃收益；（3）現貨市場容量補償電價收益。在營收模式方面值得注意的是，在電力現貨市場的環境下，電力的現貨價格已反映了電能的供

40、需關系，因此儲能參與現貨市場峰谷套利對于電網在效果上與提供調峰輔助服務相同，均能起到解決電力在時間與空間上不平衡的問題。且電力現貨市場正式運行之后，山東的平價峰谷電價差已達 0.9 元/kWh，顯著高于 2.2 中所提到的 0.2 元/kWh 的調峰輔助服務補 6來源：山東省能源局，關于 2022年度儲能示范項目的公示 產業研究報告 P.11 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 償，因此山東的共享儲能電站應以參與電力現貨交易為主要營收方式。圖表4：山東某 100MW/200MWh 共享儲能電站 資料來源：長城證券產業金融研究院 結合以上情景，我們可以按一下方式估計共享儲能項目經濟

41、性測算的邊際條件：（1）日充放電次數（全容量參與電力現貨市場交易次數）：根據山東 2021、2022 年度儲能示范項目公示名單，預計 2023 年山東共有 30 個容量在100MW/200MWh 的獨立儲能項目建設或并網運行，結合山東 2023 年全省電力電量平衡方案中預計新型儲能全年發電量 12 億千瓦時，并考慮到部分儲能電站尚未并網運行，可合理估算單個儲能電站全年平均充放電次數為 230 次，每次充放電深度 90%；（2）峰谷電價差：據CNESA統計，2023年山東最大峰谷電價差為0.93元/kWh，峰平電價差為 0.34 元/kWh，此處采用保守估計可套利的平均電價差為 0.6 元/kW

42、h。（3）容量租賃價格：當前全國儲能容量租賃指導價格在 150-200 元/kWh.年區間內，且本節分析的項目前期已與部分新能源企業鎖定了 260 元/kWh.年的意向價格。因此我們保守估計該項目租賃價格200元/kWh.年，租賃比例80%。（4）容量補償收入：依據 2.2 中相關政策規則以及市場平均水平測算，年容量補償收入在 330 萬元左右。（5）項目生命周期內更換電池兩次，更換成本按 0.44 元/Wh 計算。綜上所述，我們可以合理假設項目獲得容量租賃收益 200 元/kWh，租賃比例80%，收入約為 3200 萬元/年；容量補貼收入 330 萬元/年；年參與電力現貨市場交易 230 天

43、，每天一沖一放，收入約為 2760 萬元/年?；谝陨线吔鐥l件，我們測算該項目回收期 8.5 年，內部收益率 IRR 8.72%，具有良好的經濟效益，具體測算結果見表 5。產業研究報告 P.12 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表5：山東共享儲能項目經濟性測算 邊界條件邊界條件 數值數值 財務數據財務數據 數值數值 總投資 4.2 億元 項目內部收益率（IRR）8.74%設備購置費 3.36 億元 項目回收期 8.48 年 年參與現貨市場交易次數 230 天 項目凈現值（NPV）9348.4 萬元 充放電深度 90%系統效率 85%平均峰谷價差 0.6 元/kWh 容量租賃

44、價格 200 元/kWh 容量補貼 330 萬元/年 運行年限 25 年 殘值率 5%資料來源：長城證券產業金融研究院 圖表6：項目營收占比 資料來源：長城證券產業金融研究院 3.4 湖南湖南某某 100MW/200MWh 共享儲能項目共享儲能項目 湖南省電力資源匱乏，自身電力供應能力不足，傳統能源不足以支撐全省的能源需求，且調節能力差，全省超過 75%的能源需要外購，屬于典型的能源輸入型省份。為在滿足自身用電需求的同時實現“雙碳”目標，湖南省大力發展可再生能源發電，據湖南省電力支撐能力提升行動方案（20222025 年），到 2025 年全省風電、光伏裝機規模達 2500 萬千瓦以上，對應配

45、套儲能需求超過 3000MW，儲能市場規?？捎^。與此同時，湖南省正在積極推進建設全國首個允許儲能進入的容量交易市場，有望極大提升共享儲能的市場活躍度與經濟效益。容量租賃57%容量補償6%電力現貨交易37%容量租賃容量補償電力現貨交易產業研究報告 P.13 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 本節選取某能源集團為其“十四五”期間新能源規劃配套建設的共享儲能項目進行案例分析，項目容量 100MW/200MWh，采用磷酸鐵鋰電視，配套建設 2臺主變及其他配套設施，總投資 4.7 億元。項目擬運行 20 年，運行周期內更換兩次電池。項目收益分為兩類：（1）調峰輔助服務收入；（2）長期租賃

46、協議收入。值得注意的是，由于湖南尚未建設允許儲能參與的電力現貨市場，該項目不能采用峰谷套利的電力交易模式，而只能參與輔助服務市場，通過提供調峰服務來產生收益。根據湖南省電力輔助服務市場交易規則（試行），儲能電站深度調峰報價限額在 0500/MWh 范圍內，要顯著低于上節所提到的峰谷價差。圖表7：湖南某 100MW/200MWh 共享儲能電站 資料來源：長城證券產業金融研究院 結合以上情景，我們可以按一下方式估計共享儲能項目經濟性測算的邊際條件：（1）年調峰輔助服務次數與價格：據上海電力設計院統計，當地獨立儲能電站年參與調峰輔助服務次數約為 200 次，平均報價在 0.3125 元/kWh；（2

47、）容量租賃價格：當前湖南儲能容量租賃價格在 3750 萬元/MW.年，由于湖南當前容量租賃資源較少，故按 40 萬元/MW.年 單價作為邊界條件。容量交易市場建成后，該價格有望進一步上漲；（3）項目生命周期內更換電池一次，更換成本按 0.44 元/Wh 計算。綜上所述，我們可以合理假設項目獲得容量租賃年收入約為 4000 萬元/年；調峰輔助服務收入約為 1250 元/年?；谝陨线吔鐥l件，我們測算該項目回收期11.51 年，內部收益率 IRR 6.73%，具有一定的經濟效益，具體測算結果見表8。圖表8：湖南共享儲能項目經濟性測算 產業研究報告 P.14 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告

48、末頁聲明 邊界條件邊界條件 數值數值 財務數據財務數據 數值數值 總投資 4.7 億元 項目內部收益率（IRR）6.73%設備購置費 3.66 億元 項目回收期 11.51 年 年參與調峰輔助服務次數 200 天 項目凈現值（NPV）2569.54 萬元 充放電深度 90%系統效率 85%調峰輔助服務平均報價 0.3125 元/kWh 容量租賃價格 40 萬元/MW.年 運行年限 20 年 殘值率 5%資料來源：長城證券產業金融研究院 圖表9：項目營收占比 資料來源：長城證券產業金融研究院 4.“共享儲能”“共享儲能”項目項目投資建議投資建議 結合前文的描述與案例分析，我們可以給當前市場環境下

49、共享儲能的項目投資提出如下容量租賃76%調峰輔助服務24%容量租賃調峰輔助服務產業研究報告 P.15 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 建議：共享儲能項目應選址于電網關鍵節點（變電站）附近，有嚴重消納問題的節點最佳，項目規劃階段需要對區域電網結構進行深入分析；共享儲能依賴多元化的營收模式，單一收入來源難以維持項目運轉；共享儲能電站的運行策略需要結合區域負荷特性分析以及斷面潮流分析，不能簡單套用“300 天、兩充兩放”模式；共享儲能項目得益于成熟的電力現貨市場建設，在現有的電力市場環境下，參與電力現貨市場交易的收益要明顯高于參與調峰輔助服務收益；分析共享儲能政策時要關注各類收入的

50、來源，過分依賴補貼的政策會帶來額外的現金流風險；目前各地共享儲能項目仍處于早起示范階段。在市場初期入局，可搶占優質項目資源，爭取優惠政策，獲得先發優勢與議價權，但也會承擔更大的風險。5.總結總結 共享儲能作為一種創新的商業模式，在電力行業中呈現出強勁的發展勢頭。隨著新能源的快速發展和電力系統的轉型升級，共享儲能有望成為新能源消納和調峰的重要手段。未來，共享儲能將繼續受到政策支持和市場需求的推動，行業將朝著更加成熟和規?；姆较虬l展。投資者在參與共享儲能市場時應注重優質項目的選擇，同時關注技術創新和市場變化，以把握機遇并取得長期回報。風險提示風險提示 政策風險：共享儲能市場需求的內在驅動為新能源

51、強制配儲政策，相關政策的變化可能政策風險：共享儲能市場需求的內在驅動為新能源強制配儲政策，相關政策的變化可能對共享儲能產業產生重大影響，可能導致投資回報率的下降或項目可行性的變化對共享儲能產業產生重大影響，可能導致投資回報率的下降或項目可行性的變化；市場風險：共享儲能市場競爭激烈，投資者需要評估市場的供需狀況和競爭格局。市場需求的波動、價格變動或新技術的出現都可能對投資回報率產生負面影響；技術風險：共享儲能技術仍處于不斷發展和改進的階段，新技術的引入可能對舊技術造成沖擊。投資者需要關注技術的可行性、可靠性和成本效益；運營風險：共享儲能項目的運營管理是投資成功的關鍵。投資者應關注項目的運營能力、

52、管理團隊的經驗和能力，并評估項目運營風險對投資回報的影響。模型風險：若對共享儲能項目經濟性測算所使用的模型及假設條件在市場、政策環境改變的情況下不再成立，則有可能影響測算結果，導致研究結論出現偏差。產業研究報告 P.16 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 產業研究報告 P.17 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 免責聲明免責聲明 長城證券股份有限公司（以下簡稱長城證券）具備中國證監會批準的證券投資咨詢業務資格。本報告由長城證券向專業投資者客戶及風險承受能力為穩健型、積極型、激進型的普通投資者客戶（以下統稱客戶）提供，除非另有說明，所有本報告的版權屬于長城證券。未

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54、何責任。長城證券在法律允許的情況下可參與、投資或持有本報告涉及的證券或進行證券交易，或向本報告涉及的公司提供或爭取提供包括投資銀行業務在內的服務或業務支持。長城證券可能與本報告涉及的公司之間存在業務關系，并無需事先或在獲得業務關系后通知客戶。長城證券版權所有并保留一切權利。特別聲明特別聲明 證券期貨投資者適當性管理辦法、證券經營機構投資者適當性管理實施指引（試行）已于 2017 年7 月 1 日 起正式實施。因本研究報告涉及股票相關內容，僅面向長城證券客戶中的專業投資者及風險承受能力為穩健型、積極型、激進型的普通投資者。若您并非上述類型的投資者，請取消閱讀，請勿收藏、接收或使用本研究報告中的任

55、何信息。因此受限于訪問權限的設置，若給您造成不便，煩請見諒！感謝您給予的理解與配合。分析分析師聲明師聲明 本報告署名分析師在此聲明：本人具有中國證券業協會授予的證券投資咨詢執業資格或相當的專業勝任能力，在執業過程中恪守獨立誠信、勤勉盡職、謹慎客觀、公平公正的原則，獨立、客觀地出具本報告。本報告反映了本人的研究觀點，不曾因，不因，也將不會因本報告中的具體推薦意見或觀點而直接或間接接收到任何形式的報酬。投資評級說明投資評級說明 公司評級公司評級 行業評級行業評級 買入 預期未來 6 個月內股價相對行業指數漲幅 15%以上 強于大市 預期未來 6 個月內行業整體表現戰勝市場 增持 預期未來 6 個月

56、內股價相對行業指數漲幅介于 5%15%之間 中性 預期未來 6 個月內行業整體表現與市場同步 持有 預期未來 6 個月內股價相對行業指數漲幅介于-5%5%之間 弱于大市 預期未來 6 個月內行業整體表現弱于市場 賣出 預期未來 6 個月內股價相對行業指數跌幅 5%以上 長城證券產業金融研究院長城證券產業金融研究院 深圳深圳 北京北京 地址：深圳市福田區福田街道金田路 2026 號能源大廈南塔樓 16 層 郵編：518033 傳真：86-755-83516207 地址：北京市西城區西直門外大街 112 號陽光大廈 8 層 郵編：100044 傳真：86-10-88366686 上海上海 地址：上海市浦東新區世博館路 200 號 A 座 8 層 郵編：200126 傳真：021-31829681 網址：http:/