电力及公用事业行业：“共享储能”商业模式剖析-20230613-长城证券-17页_967kb

共享储能商业模式剖析总结

核心内容

“共享储能”是一种新型的电网侧储能商业模式，指布局在电网关键节点、服务于区域内所有电力市场参与方的独立储能电站。该模式通过灵活的资源配置、高效的运行效果和优秀的经济效益，成为解决新能源波动性和电网负荷平衡问题的重要手段。

共享储能的发展受到政策支持、技术创新和市场需求的共同推动，尤其在“3060双碳”目标背景下，新能源装机量迅速增长，电网调峰和新能源消纳压力显著上升，使得储能成为不可或缺的支撑手段。随着政策环境的优化和技术成本的下降，共享储能正逐步成为投资者和能源行业的关注焦点。

主要观点

1. 共享储能的优势

• 高利用率：通过服务多个电力市场主体，提高储能设施的利用率。
• 多元收益来源：可参与电力现货交易、容量租赁、调峰调频辅助服务等，拓宽营收渠道。
• 独立运营：由第三方投资、建设、运营，具备独立市场地位，能够自主参与电力市场交易。
• 灵活扩展：可根据实际需求进行容量的扩充或缩减，适应多变的电力市场环境。
• 优化电网调度：整合分散储能资源，降低电网调度压力，提升系统稳定性。

2. 传统储能模式的局限性

• 新能源配储模式：利用率低，经济性差，成为发电企业的负担，且存在“一刀切”配储的问题。
• 工商业储能模式：初期依赖园区业主与电网交易，存在融资难、重资产、风险收益不共担等问题。

关键信息

1. 政策支持

• 国家层面：2021年7月，国家发改委、能源局首次提出“共享储能”概念，并鼓励其参与电力市场交易。
• 地方政策：截至2022年底，已有山东、湖南、青海、辽宁、安徽、河南等超过15个省份出台相关支持政策，推动共享储能市场化发展。

2. 共享储能商业模式

3. 典型项目案例分析

青海某32MW/64MWh共享储能项目

• 项目背景：我国首个商业化运行的独立储能电站，投资1.2亿元。
• 收益来源：调峰服务、容量租赁、容量补偿。
• 经济性测算：回收期7~8年，IRR超过10%。
• 问题分析：收益依赖新能源补贴，市场交易机制不成熟，实际运行中充放电次数低于预期，导致收益下降。

山东某100MW/200MWh共享储能项目

• 项目背景：山东电网需增加调峰能力，共享储能项目大规模推广。
• 收益来源：电力现货交易、容量租赁、容量补偿。
• 经济性测算：回收期8.48年，IRR为8.74%。
• 优势分析：峰谷电价差大，现货交易收益高于调峰服务，市场机制成熟。

湖南某100MW/200MWh共享储能项目

• 项目背景：湖南电力资源匮乏，需大力发展可再生能源，配套储能需求大。
• 收益来源：调峰辅助服务、容量租赁。
• 经济性测算：回收期11.51年，IRR为6.73%。
• 特点：尚未开放电力现货市场，收益依赖调峰服务和容量租赁。

投资建议

• 选址策略：优先选择电网关键节点，尤其是新能源消纳压力大的区域。
• 营收模式：应采用多元化营收策略，避免单一收入来源带来的风险。
• 运营策略：结合区域负荷特性和断面潮流分析，制定合理的充放电策略。
• 市场参与：优先选择具备成熟电力现货市场的地区，如山东，以提升项目收益。
• 政策依赖：避免过度依赖补贴政策，关注政策变化带来的现金流风险。
• 早期布局：当前共享储能项目仍处于示范阶段，早期入局可抢占优质资源和政策红利，但需承担较高风险。

风险提示

• 政策风险：新能源强制配储政策的变化可能影响共享储能的市场需求与投资回报。
• 市场风险：市场竞争激烈，需关注供需变化、价格波动及新技术冲击。
• 技术风险：储能技术仍在发展与改进中，需关注技术可行性、可靠性和成本效益。
• 运营风险：项目运营管理能力直接影响投资回报，需关注管理团队的经验与项目执行能力。
• 模型风险：经济性测算模型与假设条件在政策或市场环境变化时可能失效，影响结论准确性。

结论

共享储能作为一种创新的电网侧储能模式，具有提升电网灵活性、优化资源配置和增强储能经济性的潜力。随着政策支持和市场机制的完善，共享储能有望成为新能源消纳和电力系统调峰的重要手段。投资者应关注项目选址、运营策略和政策环境，把握共享储能的发展机遇。