受訪的業內人士認為，在沒有補貼的情況下，基于共享儲能模式的項目主要通過市場獲益，這意味著儲能投資者要把精力集中在市場化運作，通過資本打通項目渠道，為共享儲能模式增加新價值。
各地因地制宜探索共享儲能
自從去年7月國家發改委、國家能源局聯合發文明確“鼓勵探索建設共享儲能”后，山東、湖南、浙江、青海、河南、內蒙古等20多個地方能源主管部門相繼出臺配套政策，把共享儲能作為開發建設儲能電站的重要方向。
“實際上，2018年電網側儲能項目某種程度上已經算是共享儲能的一種嘗試。”新能源和儲能行業專家彭寬寬接受記者采訪時表示，何謂共享儲能，目前尚沒有準確定義，“我個人認為共享儲能是一個投資主體建設的儲能設施可以為多個用戶提供儲能價值的有償服務，通過收取服務費獲得收益的一種商業模式。”
“如今，通過共享儲能模式建設的儲能項目越來越多，各省依托自身資源稟賦，持續探索共享儲能發展的新模式。”中國能建廣東省電力設計研究院儲能技術中心主任楚攀介紹，共享儲能概念提出之后，最早是從青海開始嘗試。青海是新能源大省，目前，整個青海的新能源的裝機已超過50%，新能源的持續增長，給電量消納、電力平衡以及電網運行安全都帶來了巨大挑戰。為此，青海首先通過共享儲能的模式探索電網公司、新能源投資方、儲能建設方三個主體之間的新關系。
青海的共享儲能發展，可以簡單總結為“N對N”的市場設計，也就是說青海的儲能參與方是多個，需要儲能容量的風光電站也是多個，兩者的電量傳遞通過當地調度機構協調統一管理。“與青海不同，湖南共享儲能可簡單總結為‘N到1再到N’。第一個N代表儲能電站的建設方、投資方，比如電池廠、集成供應商、產業投資基金等，第二個N是新能源電站的運營方，而‘1’則是湖共享儲能模式的制定者，當地的電網公司。”楚攀表示。
成本高企導致項目建設緩慢
采訪中，多位業內人士直言，“投資企業正‘跑步’入場”“從去年開始，共享儲能迎來備案和建設潮”“目前，已有超過100個項目完成建設或備案”“很多共享儲能項目備案了，但是很難建設”“今年的儲能增量不太樂觀”。
“目前，儲能還只是在一定區域內實現共享，并不是一個絕對意義上的共享。”楚攀對記者表示，據不完全統計，目前全國已有大約24吉瓦共享儲能項目得到備案。但備案的共享儲能項目，未必一定能建成，受供需關系及產業鏈原材料漲價的影響，進入2022年之后，整個儲能系統集成的價格已經由2020年初的不到1500元/千瓦時，漲到了1800元/千瓦時以上。
楚攀直言，初裝成本較高成為掣肘共享儲能建設的主要因素之一。目前新能源汽車行業發展過快，很多電芯廠家絕大部分的生產能力傾向于利潤更高的動力電芯，留給儲能電芯的產能不夠多，儲能項目往往拿不到電芯現貨。即便與電芯廠家關系較好，也要排到三個月以后，如果拿貨量不夠大，至少排在半年以后。
不容忽視的是，如今儲能的整個產業鏈全線漲價。電芯價格普遍達到1元/瓦時以上，有的已達1.2元/瓦時甚至更高；逆變器普遍上漲了5%—10%，EMS也上漲了10%左右等，產業鏈的整體漲價，導致大型儲能項目的初始投資成本居高不下，每千瓦時的建設投資增長了20%—30%。
“全產業鏈漲價給共享儲能項目建設帶來壓力，企業雖然備案了不少共享儲能項目，但鑒于上游產品價格高企，不少項目處于做完前期可研就停滯的狀態。”一位不愿具名企業人士向記者透露，“另外，每個省的市場策略、收益計費方式不一樣，需要因地制宜設計不同方案，商業模式不能快速復制，無形中提升了共享儲能項目的建設成本。
“技術和非技術成本高，儲能電站初裝成本居高不下，系統集成能力參差不齊，無論哪個部分出現短板，都會影響整個系統，共享儲能模式下，儲能系統如何實現高安全、低成本、智能化和模塊化，是整個儲能產業亟待解決的問題。”楚攀表示，目前共享儲能商業運營模式還處于一個探索階段，大多數共享儲能項目收益依賴容量租賃和調峰輔助服務的補償，其盈利模式單一，收益有限。此外，現有儲能交易方式存在信息不透明、結算方式復雜等問題，難以滿足未來共享儲能的多主體同時交易的需求。
探索更多可推廣商業模式
共享儲能商業化面臨技術、經濟性等多種挑戰，在儲能裝備研發和儲能系統集成、電力市場建設和儲能價格機制等方面缺乏明確的政策支持與相關標準體系的支撐，相關專家建議完善儲能安全標準體系，推動大型儲能電站系統并網等相關標準和技術規范的制定。
受訪的業內人士均認為，共享儲能的商業模式無法打通的原因是，缺少能夠體現價值的電力市場。彭寬寬建議，在政策上明確賦予共享儲能項目獨立、合法的市場主體地位，允許共享儲能對外提供儲能價值的服務；完善共享儲能電站的收益機制，增加收益來源，理順儲能項目建設的成本疏導路徑。
中關村儲能聯盟高級研究經理張興對記者表示，盈利機制不完善制約了共享儲能發展。電力市場建設正在推進中，共享儲能作為新的市場主體，參與輔助服務、現貨市場的相關規則尚未完全建立起來。從電價機制角度來說，獨立儲能充電的時候，作為用戶對待，需繳納輸配電價、政府性基金和附加，影響共享儲能參與調峰、現貨市場的積極性。
“要加快共享儲能商業模式探索，青海共享儲能探索出的商業模式已成功運行了三年多，可在‘三北’地區廣泛推廣。”楚攀表示，隨著多元主體的不斷加入，共享儲能商業模式要想探索出一條長遠發展的道路，需要構建多元化、多渠道、多產品的融資體系，開創新型金融服務模式，形成一批可復制、可推廣的產融結合的模式，積極融入到地方經濟社會發展。“促進共享儲能快速發展，只靠容量的租賃以及調峰收益是遠遠不夠的，一定要推動共享儲能參與更多的電力輔助服務市場，獲取更多的收益疊加，唯有如此，共享儲能項目才能健康發展。”
