1.1 独立储能异军突起，其中共享储能是发展最快的模式
据不完全统计，截至 2022 年 4 月全国已有十余省市正式对外公布了储能发展规划，规划的新型储能总装机 规模已近 30GW。
2021 年，在新能源强制配储的环境下，独立储能电站的模式在全国多地得到快速的推广和应用。全国独立 储能电站总项目个数超过 138 个（包括规划、在建、投运项目），总装机规模超过 17GW/34GWh。全国范围内 涉及山西、湖北、广东、江苏、山东等 20 余省市。值得注意的是，2021 年实际投运的独立储能电站仅有 9 个， 投运总容量占当年全部规划容量的 3.8%。独立储能电站的推广之路漫长而坚定。
全国范围内共享储能电站进入快速发展阶段。湖南省公布的共享储能电站（包括规划、在建、投运项目） 装机量已经达到 320MW/640MWh，三期规划 800MW/1.6GWh；山东省自 2021 年 5 月开启首批储能示范项目申报，同年 6 月 7 日公布首批 5 个调峰、2 个调频的储能示范项目，总计规模达 520MW/1041MWh。
根据中国化学与物理电源行业协会以及招标投标公共服务平台等数据，2022 年 1-7 月全国共享储能拟在建 及招投标达到 112 个，其中陕西 25 个、河南 25 个、宁夏 14 个、湖北 9 个、山东 9 个，陕西、河南、宁夏省项 目数量突出。
1.2 共享储能商业模式渐入佳境
独立储能指的是独立储能电站。其独立性体现在可以以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协 议，不受位置限制。《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》对独立储能给出官方定义，即 具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运 营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。共享 储能本质上为独立储能运营的一类商业模式。
共享储能是由第三方或厂商负责投资、运维，并作为出租方将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给目标用户的一种商业运营模式，秉承“谁受益、谁付费”的原则向承租方收取租金。用户可以在服务时限内享有 储能充放电权力来满足自身供能需求，无需自主建设储能电站，大幅减低原始资金投入。
值得注意的是，独立储能电站中“独立”是指与之前与新能源或者火电厂联合方式的区别，是一个身份的 确认；而“共享”强调一种商业模式，由单线条变成了网络互联的模式。
全国已推行的共享储能可大致分为以下几类模式：
（1）为新能源电站提供储能租赁服务，获取租赁收益。该方式是目前大部分独立共享储能电站最核心的收 益来源。
（2）通过与新能源电站进行双边竞价或协商交易，通过储能电站“蓄水池”功能进行“低充高放”，降低 新能源电站弃电率，实现双方利益共享和分摊。该模式主要以青海等新能源消纳形势严峻的省委为代表。
（3）通过单边调用参与电力辅助服务，储能电站获取调峰、调频服务费等，主要以山东、青海、甘肃等省 份为代表。
（4）在一些电力现货试点省份，通过参与电力现货市场，实现峰谷价差盈利，例如山东。
2.1 对新能源投资商，共享储能减轻了配储资本开支，有利于 IRR 的维持
目前国内的独立储能项目收益模式多种多样，其中共享储能是最普遍的收益模式。基本原理为将原本由新 能源业主强制配建的储能转由社会资本集中建设的共享储能电站承担，新能源业主免去一次性大量投入建设储 能电站的资本开支，而共享储能投资方则通过向周边新能源电站收取容量租赁费回收投资。
目前 2 元/W 左右的组件价格已使集中式光伏电站的工程全投资上涨至 4.2 元/W 以上，全投资收益率下降 到 5.74%左右，强制配储将使收益率雪上加霜。根据我们的测算，在上述光伏电站造价基础上，若配建 10%× 2h 的电化学储能，考虑 1.8 元/Wh 的储能投资成本将使得光伏电站的全投资收益率进一步下降至 4.80%左右， 已低于 5%的融资成本。
而在共享储能模式下，按照每 kW 每年租赁费用约 300 元计算，按光伏电站容量的 10%租赁共享储能电站， 每年约需支出 300 万元租赁费用，但省去了约 3600 万元的初始投资成本。IRR 下降至 5.49%，虽然相比未配储 时的 5.74%仍有所下降，但要好于自建储能时的 IRR，且高于融资成本，可通过贷款进一步提高资本金 IRR。
2.2 对储能投资商，储能共享租赁带来稳定的现金流收入，收益率可观
对共享储能投资商而言，容量租赁费用是稳定的收入来源，国内一般在 250-350 元/kW/年之间，对于一座 100MW 的共享储能电站而言，容量租赁费用可达 2500-3500 万元/年。除此之外，各省独立储能项目一般有不 止一种收益模式。按宁夏自治区的的容量租赁费用+调峰辅助服务收益模式，对于一座容量为 100MW/200MWh 的独立储能电站，容量租赁费用可获得 3000 万元/年的稳定现金流，调峰辅助服务补偿费用为 0.8 元/kWh，全 年调峰频次不少于 200 次的情况下，调峰费用可获得 3200 万元/年的收入。
考虑以上两种收益模式，投资成本有望在 9 年内回收，IRR=7.75%，经济性较好。因此，对新能源业主，共 享储能租赁模式能够减小项目初投资，缓解由强制配储造成的 IRR 下降。而对独立储能投资商而言，若能争取 到共享储能租赁在内的多种收益模式，项目收益将十分可观。
独立储能是国内储能发展最快的方向，而共享储能则是独立储能最重要的商业模式，通过储能容量租赁的 方式，不但可以维持新能源电站的 IRR，还为独立储能投资商创造了可观的回报。随着共享储能模式的推广， 国内大型储能有望破解经济性难题，实现高速发展。
以国内某 2021 年并网的集中式储能电站为例，100MW/200MWh 的储能电站总造价约 3.4 亿元，折合单位 造价约 1.7 元/Wh，电池集装箱约占 1.23 元/Wh，包括电芯、pack 封装、PCS 箱逆变一体机、消防、温控等，设 备之外还包括 EPC 工程、土建、征地等费用。
完整的储能项目中，价值量占比较大的为储能电芯、逆变器（箱逆变一体机）、集成环节（包括 pack 封装、 EMS、变电站建设）、附件（消防、温控等）。除了设备提供、项目建设之外，共享储能作为一项收益稳定的资 产，运营商也是重要的投资方向。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
