储能盈利难，共享储能能否突破商业模式困境？

共享储能是由第三方建设的独立储能电站，通过容量租赁的方式出租给需求方获得收益。共享储能提供了更加灵活的新型储能供给，容量租赁付费的方式被认为是一种有效的商业模式。但笔者认为，新型储能盈利困境根本在于其高昂的成本与各类市场定价机制之间的不匹配，随着对储能的效果评估更重视实际运行效果，共享储能的收益将决定于最终用户对价值的付费，没有成本的快速下降或新的支持政策的加持，也难以真正实现商业模式的闭环。

一、共享储能的优势

“共享储能”是指由第三方投资建设的大型独立储能电站，通过将全部或者部分容量租赁给新能源电站等需求方，从而获得租赁收益的方式。随着新能源渗透率的快速增加，电力系统灵活性资源越发不足，为使新能源具有更强的调节能力，全国各省（市）将配建储能作为新能源并网或核准的前置条件。尽管新能源强配储能的方式，催生了新型储能的增长，但重并网轻运行的发展模式，带来新能源投资增加、储能设备质量不高、实际运行效果不及预期等问题，背离了新型储能服务电力系统运行的初衷。

新能源自配储能由此引发了行业的广泛争议，新能源电站建设方对于是否自建储能也存在一定观望。在这种情况下，产生了租赁第三方储能满足并网的需求，共享储能的模式逐步兴起。理论上共享储能具有以下优势：

一是形成规模优势。 对于中小规模的新能源电站，自建储能相对分散，而共享储能具有更好的规模优势，能够通过规模化采购和标准化建设施工，降低储能电站成本，提升储能工程质量，同时更容易纳入电力系统调度运行。共享储能的模式有利于独立储能的推广， 更容易形成储能电站的标准化设计、建设、维护和运行 ，从而促进技术标准的统一。

二是灵活共赢的商业模式。 在国家鼓励新能源企业自建或购买储能调峰能力来履行消纳责任，但各地配置比例和强制性标准不统一的当下， 选择容量租赁的方式对新建新能源电站似乎是一种更加便捷灵活的方式， 共享储能也能有效解决部分新能源电站自建储能时序不匹配或者自建成本过高的问题。

三是缓解了承租人的投资风险 。共享储能近似一种经营性租赁或融资租赁模式，对承租人来说提供了一种融资手段， 降低了承租人的投资风险， 也规避了一定的技术和工程建设风险。

二、共享储能基本商业逻辑是否通畅？

长期以来，新型储能成本疏导不畅是阻碍行业发展的重大问题，共享储能通过出租容量获取租金的方式，似乎能有效解决收益来源问题。《“十四五”新型储能发展实施方案》中也提出：探索推广共享储能模式，鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能 “ 一站多用 ” 的共享作用。各省也涌现出一批共享储能项目备案，继续推动储能建设的热潮。

但仔细推演共享储能的商业模式，与自建储能相比，一是引入第三方投资实现承租人更灵活的容量来源，二是部分地区共享储能暂时获得容量租赁和参与电力市场收益叠加。 但抛开投资和收入流向差异，仅就共享储能项目本身，仍无法解决当前储能的市场化收益无法覆盖其成本的问题，共享储能模式并没有实现商业模式的闭环。

1. 承租人如何进行付费？

承租人租赁共享储能容量，进行付费的依据仍是储能的真实价值，或者说储能的综合效益。只有在租赁的储能容量产生的综合效益大于租金时，承租人才会选择共享储能的方式 ，从而又回归到储能商业模式的本源问题 。承租人在评估储能的综合效益可能有两种方法，一是如果承租人必须通过获得储能容量实现新能源电站并网，可用 成本法 计算综合效益；二是承租人并没有强制配置储能要求，而是通过租赁共享储能容量获利时（如虚拟电厂运营商），可用 收益法 计算综合效益。

对于前者，采用成本法计算时，承租人会在自建成本、共享储能租赁费之间进行比对，只有第三方在设备采购、工程建设等方面具有较强的成本控制能力， 使共享储能电站成本明显低于承租人自建储能的成本，同时在同类型共享储能投资企业竞争中具有一定优势 ， 而具备此类能力的企业主要包括电池制造商、储能集成商等 ，一般的投资平台公司并不具备该优势。

对于后者，采用收益法计算时，新型储能以其可用容量参与调频、调峰辅助服务，或通过现货市场交易获得收益，还有部分省份（如山东、河南）出台了容量补偿机制从而使新型储能获得一定的容量补偿收益。但根据笔者前期文章分析， 由于容量补偿标准和辅助服务费用标准过低，而现货市场又面临充放电价格差和峰谷时段的不确定性带来较大的收益风险，整体来看，新型储能参与各类型市场的综合收益无法覆盖其成本 。这也根本导致了不论是自建还是共享模式，新型储能作为独立核算单元普遍面临亏损，造成投资意愿的下降。

综上，尽管共享储能为承租方提供了一定的灵活度，但承租方能够支付的租赁费用仍根据其价值进行付费， 该模式并没能放大储能的市场收益 ， 所以从根本上难以解决储能的商业模式问题 。现实情况也正是如此，根据相关报道， 由于共享储能容量租赁缺乏定价机制，也没有可供参考的指导价，出租人和承租人在进行共享储能容量价值的衡量方面存在一定分歧，导致共享储能实际出租率较低。

2. 共享储能带来的其它问题

除此之外，共享储能类似于合同能源管理，可能使商业模式更加复杂 ：

首先是对项目综合效益提出了更高的要求， 共享储能项目需要具备超额效益（可以是相对自建的成本节约，也可以是通过市场真正赚到钱），出租人和承租人能够共享超额效益才能使商业模式可持续。

其次是共享储能模式可能带来众多的中间风险 ，首先是出租率风险，出租率不足或不连续出租将急剧加大共享储能投资方风险；同时出租人和承租人在商务关系上可能产生更多纠纷，如承租人付款能力和付款意愿带来的信用风险，还有资产管理界面不明显等方面的安全风险等。

第三，运行上的衔接更加复杂 。新能源电站自建储能与主体场站形成整体，储能在提升新能源电站的一二次调频能力、功率预测能力和电压调节能力方面能较好与新能源场站联合运行，从而满足越来越严格的“两个细则”要求，而 共享储能租赁容量由于在物理上分离，难以在快速调节能力上做到协同一致，其效果必然低于自建储能 。

三、容量租赁费用与运行收益叠加能否持续？

发展新型储能的目的是为了在运行过程中发挥调节作用，以提升新能源的消纳能力，同时为电力系统提供容量支撑、事故备用等能力，按照运行效果付费是极为重要的。而现有新能源强配储能的方式，将新型储能配置作为并网的门槛，尚未形成对其运行效果的监督和考核，从而使配置储能运行效果发挥不足，造成资源的浪费。

当前新能源强配储能带来的并网容量和运行效果相分离的情况， 使共享储能在很多地方实现收益的叠加， 一方面通过容量租赁的方式满足新能源电站配置储能的并网门槛，另一方面共享储能仍保留参与辅助服务市场或现货市场的收益，从而实现“一鱼多吃”。但这明显扭曲了发展新型储能的初衷，因为允许新能源配置一定比例的储能后获得并网资格的原因，在于配置的新型储能在运行过程中能够增加对应新能源电站的消纳能力，建设和运行是不能分离的。

随着对储能有效利用率不高问题的重视，并网容量与运行效果分离的情况将逐步扭转 。 2022 年 5 月，发改委、能源局发布《进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，对新型储能的调度运行提出了更高的要求，提出在新版《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》基础上，各地要抓紧修订完善本地区适应储能参与的并网运行、辅助服务管理实施细则， 推动储能在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用 。储能项目要完善站内技术支持系统， 向电网企业上传实时充放电功率、荷电状态等运行信息，参与电力市场和调度运行的项目还需具备接受调度指令的能力。

储能的运行机制完善后，同时随着对新能源电站并网运行要求的提高，新能源租赁共享储能的付费将包含其运行效果， 简单的服务于新能源并网的容量租赁最终将过度到服务于承租人的整体运行 ， 该模式可以类比于电网企业对抽水蓄能容量租赁方式。

以此推论， 收益叠加 （既获得承租人的容量租赁费、又获得辅助服务或现货市场等运行收益） 的模式难以持续 。近期，部分省份出台的文件中已渐露端倪，如近期发布的《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿）》提出：“在与新能源企业签订租赁容量后，其储能设施剩余容量在满足与租赁容量独立运行条件下，可参与调峰容量市场交易。”仅除去租赁容量之外的剩余容量可参与市场获得收益，而租赁容量部分应服务于承租方的运行需求。

四、总结

共享储能在投资模式方面实现了创新，为市场提供了更加灵活的储能供给，但仍未有效解决新型储能盈利模式的问题，根本原因在于仅依靠储能的市场属性，其过高的成本在当前的电力市场环境中无法进行回收。 同时，简单从调峰、调频、电量转移等单一功能来看，储能将面临火电深调、可控负荷、电动汽车等更廉价的调节资源的替代 ，如果新型储能完全依靠市场竞争实现准入，仍依赖于新型储能成本的较大程度下降和技术水平的持续提升。

另一方面， 新型电力系统建设对于储能的需求更加迫切，创造良好的政策环境对于储能行业的发展显得更加重要。 合理认识储能在新型电力系统中的功能定位和作用价值，促进制定合理的支持政策和价格机制，推动电网侧替代性储能容量电价等细则落地，建立能够体现新型储能价值和经济学属性的成本疏导机制，是新型储能当前阶段成熟壮大的必要条件！

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