隨著“雙碳”政策的積極推動，新能源占比加速上行，新型電力系統(tǒng)建設加速推進，近年來國家推出多項相關政策來支持儲能發(fā)展。今年2月，國家標準化管理委員會和國家能源局聯(lián)合印發(fā)《新型儲能標準體系建設指南》，準備在今年制訂和修訂超過100項儲能標準，以支持儲能產業(yè)安全和規(guī)?；l(fā)展。

在強制配儲等政策的核心驅動下，“新能源+儲能”模式早已成為眾所周知的解決新能源消納難題的有效途徑，國內大儲也迎來高速增長。

據鑫欏資訊數(shù)據顯示，2022年我國新增儲能裝機20.75GW，其中以電化學為代表的新型儲能新增投運5.94GW/13.41GWh，能量規(guī)模同比增長183%；儲能需求持續(xù)旺盛。政府工作報告認為儲能是新型能源體系的重要支撐，要求加快建設新型能源體系，2023年國內新型儲能裝機有望達13.4GW/33.5GWh以上。

不僅中央有政策，不少省市地方也強制規(guī)定新能源投資項目必須配置一定比例的儲能。據了解，截至目前全國已有近30個省市推出了強制配儲政策或“十四五”期間儲能發(fā)展目標，包括山東、青海、山西、內蒙古等。

所以，從政策和市場活躍度來看，儲能行業(yè)已成為2023年的熱門賽道。但是，有關于強制配儲這一“托底”政策存在的各種缺陷，一直以來也遭業(yè)界以詬病。

新能源強制配儲始于2017年。

這一年，青海省印發(fā)《2017年度風電開發(fā)建設方案》，要求列入規(guī)劃年度開發(fā)的風電項目按照規(guī)模10%配套建設儲電裝置。

這一方案普遍被認為是“開創(chuàng)了可再生能源發(fā)展的新方向”。

雖然并不能否定強制配儲在儲能領域的貢獻，但是6年后的今天，根據中國電力企業(yè)聯(lián)合會的調研，為新能源配置的儲能項目，等效利用系數(shù)僅為6.1%，在電化學儲能各種應用場景中利用系數(shù)最低。相比之下，火電廠側儲能等效利用系數(shù)為15.3%，電網側儲能等效利用系數(shù)為14.8%，用戶側儲能等效利用系數(shù)為28.3%。

另外，新型儲能成本高于火電靈活性改造、抽水蓄能等技術。當前新能源配儲能的投資成本主要由新能源企業(yè)內部消化，給新能源企業(yè)帶來了較大的經營壓力。

不僅如此，儲能配置規(guī)模的科學性也有待加強。有專家表示，國內部分地區(qū)將配儲作為新能源建設的前置條件，采取“一刀切”式的簡單配置標準，全然不顧本地區(qū)內風能資源、太陽能資源以及電力消納能力的差異性，導致儲能在電源側的比例節(jié)節(jié)攀升。

而且，配儲后能不能得到調度、調度有多大空間也不明確等問題的出現(xiàn)，也暴露出配儲大多是政策驅動型，主要還是為了拿到上馬新能源項目的資格。

 從這個角度看，讓發(fā)電企業(yè)強制配置儲能并不是一個長效的解決方案，雖然強配儲能推動儲能市場持續(xù)火熱，但是對于行業(yè)的未來發(fā)展卻是不利的。相比高質量，整個行業(yè)為了降低成本都在追求低價儲能，儲能更是沒有體現(xiàn)出技術本身的真正價值，反而造成了大量的低價低質量儲能過剩、儲能利用率不高、調度可靠性差等問題。 

相比強配儲能的諸多不足，既能解決單一場站投資規(guī)模大、運維成本高、利用率低的問題，又能避免儲能過于分散、作用不明顯、調度業(yè)務量成倍增長的問題，還能將儲能配置在電網最優(yōu)位置，實現(xiàn)功效最大化的共享儲能的問世，或正在成為“新能源+儲能”組合的最終解決方案。

2021年國家發(fā)改委在《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》中，提到鼓勵探索建設共享儲能，為儲能產業(yè)的未來發(fā)展指明了方向。

另外，據了解，山東、湖南、浙江、內蒙古等多個?。▍^(qū)）陸續(xù)出臺了儲能建設指導意見，鼓勵投資建設共享（獨立）儲能電站。

共享儲能是一種讓用戶租用儲能系統(tǒng)的商業(yè)模式，由專業(yè)的第三方或廠商提供投資和運維服務，按照“受益者付費”的原則向用戶收取租金。用戶可以在租期內自由使用儲能系統(tǒng)的充放電功能來滿足自己的能源需求，不需要自己建設儲能電站，節(jié)省了大量的初始資金。

鑫欏資訊發(fā)布的儲能年報《2023-2026全球儲能市場運行趨勢及競爭策略研究報告》（下文簡稱“報告”）指出，在共享儲能模式下，業(yè)主無需承擔建設儲能電站成本，只需每年支付租賃費，有利于減輕一次性投入的資本開支，緩解資金壓力；第三方共享儲能的投資商需承擔建設儲能電站的費用，收益來源為穩(wěn)定的租賃費用，若考慮調峰輔助服務的收益，經濟性較好，收益可觀。

報告中提到，2022年全國建成投運獨立式儲能項目達45個，規(guī)模超3.58GW/7.28GWh，分布于16個省市自治區(qū)，涉及27家開發(fā)商，獨立共享儲能是中國當前市場下儲能盈利得很好的模式，在國內成為主流；逐步形成三種商業(yè)模式：容量租賃+調峰輔助；容量租賃+現(xiàn)貨市場+容量補償；容量租賃+現(xiàn)貨市場+一次調頻。

報告指出，相較于新能源場站單獨配建的儲能電站，獨立/共享儲能的潛在收益來源更加豐富，包括容量租賃費用、峰谷套利、調峰調頻、容量電價補償?shù)?。目前國內部分省份獨?共享儲能的盈利模型已初步建立，隨著收益模式在探索中走向成熟，國內獨立/共享儲能有望迎來快速發(fā)展。

另外，共享儲能的商業(yè)模式可以歸納為4類：為新能源電站提供儲能容量租賃服務，獲取租賃收益，為當前大部分共享儲能電站的主要收益來源；通過雙邊協(xié)商、雙邊競價及單邊調用等模式與新能源發(fā)電企業(yè)進行中長期電力交易；參與電力調峰、調頻輔助服務，獲取輔助服務收益；電力現(xiàn)貨市場交易，實現(xiàn)峰谷價差套利。

總結來說共享儲能的優(yōu)勢主要有三點：一是降低成本，通過租賃方式滿足強制配儲的要求，減少電站的初始投資；二是發(fā)展規(guī)模，通過規(guī)模化建設降低儲能的單位成本，促進第三方儲能運營商的成長；三是提高收益，通過集中參與電網的調峰調頻、回收棄電等服務，增加儲能的使用率和收益率。