新型储能，混沌发展。

       这厢，新能源配套储能，利用率低下，经济性不足，但投资积极性较高；那厢，共享储能执新型电力系统牛耳，在容量管理、辅助服务和现货交易等方面作用突出，但投资积极性备受困扰。

       随着新型电力系统不断进化，新型储能必须破茧前行，作为独立市场主体的共享储能必须拥有足够的市场基因才能健康发展。

       01

       计划的强配储能，虚火难继

       新能源配套储能，不断被诟病。

       此前中电联数据，新能源配储利用系数仅为6.1%，远低于火电厂配储的15.3%和电网配储的14.8%。换言之，新能源配套储能更多只是摆设，晒太阳。

       目前，配套储能的可行性并不在自身利用效率，而主要依赖于与新能源的打包，作为新能源的一部分来实现可行性，甚至变成了获取新能源项目的“路条费”，名不副其实，畸形发展。

       尤其随着新能源的效率提升和成本下降，新能源对强配储能的支付能力和支付意愿“不降反增”，纷纷自愿当冤大头，这也解释了为什么强配储能尽管备受诟病，但却不乏埋单者，出手阔绰。

       强配储能差强人意，始作俑者是谁？

       实际上，高层初期只有意向指导，不涉及“强制”，但地方为了让新能源更好上网，让电网更能接纳，2020年开始陆续出台强配储能政策，而且愈演愈烈，不断加码。

       目前，大多数省份都出台了10%-20%、1h-4h不等的配套储能要求，并作为新能源并网的前提条件。

       实际情况超出预料。

       近年，随着特高压建设和火电灵活性改造等因素，弃风弃光现象不断好转，我国风电、光伏利用率逐年提高，风电和光伏利用率从2016年的82.4%和90%分别提高到了2022年的96.8%和98.3%。这也与配套储能较低的利用系数遥相呼应，配套储能对新能源的消纳促进作用值得商榷。

       如今，强配储能除了满足地方政策需求之外，现实价值并不明显，花费巨资如此安排的必要性令人质疑，叫停之声已是不绝于耳。

       02

       市场的共享储能，砥砺前行

       强配储能利用率低，共享储能似乎是更优解。

       2021年7月高层出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出“鼓励探索建设共享储能”，正式提出了共享储能的概念，并将其放在了“独立市场主体地位”的段落。

       强配储能更像是地方搞的计划经济，草莽发展，而共享储能则是高层试图推动的市场行为。

       如果说强配储能存在经济上的浪费，那么共享储能似乎更有必要性，不仅可以用于容量管理，还可以用于辅助服务，更可以参与电力市场现货交易，可谓一箭三雕。

       但是，理论丰满，现实骨感。

       目前，共享储能的三个经济性来源，容量租赁、辅助服务和峰谷价差套利，均存在不确定性。容量租赁依托于周边的光伏、风电资源及规划布局，而辅助服务则取决于电网的响应需求及电网结构，峰谷价差套利则取决于当地电力需求及电力现货市场。

       这三个收益来源的不确定性，阻碍了市场化的投资积极性，尤其是现货市场还不完善，地区间差异也比较突出，也让最应该确定的峰谷价差套利收益变得不确定。

       相对于强配储能的旱涝保收，共享储能尽管面临市场需求，但却面临需求不确定，风险较大，收益率模型难以构建，投资决策变得更加艰难，对专业性的要求也更高。

       如果说强配储能只是一个简单的投资行为，甚至粗旷，那么共享储能则是一个专业化的运营行为，进入门槛较高，不能指望政策“兜底”，需要对各类未来收益进行专业判断和预测，这是一个技术活。

       03

       共享储能，并不是亲儿子

       共享储能定位“独立市场主体”。

       对比抽水蓄能，以电化学储能为主的新型共享储能，最大差别是啥？

       除了功能上的先天差异之外，出身背景也是天壤之别，抽水蓄能的成本进了输配电价，收益有保障，本质上是电网体系的一部分；而新型共享储能不进入输配电价，投资运营完全交给市场。

       一个亲儿子，一个野孩子。

       对新型共享储能而言，收益要靠自己。在市场化运营的背景下，其较大的初期投资，对未来收益的确定性提出了更高要求。如果没有足够的可预测性，则很难具备经济性。

       从功能角度，共享储能应该跟抽水蓄能一样，成为电网的一部分，但实际上并未纳入电网体系，而被推向市场，要求自力更生。

       在新型电力系统发展的初期，各项政策都在摸索，共享储能定位为独立市场主体，市场化不足的特点显露无疑，推广并不容易。

       04

       灵魂拷问，新型储能的价值是什么？

       回归本源，新型储能的价值是什么？

       新型储能的需求，跟新型电力系统的出现有关，而从“源、网、荷、储”的生态来看，新型电力系统的根本就是“源”侧新能源的占比不断提高，对整个电力系统带来了冲击。

       在新能源出力同时率不高的时候，传统调节资源、特高压等各级电压能够消纳，而一旦超过一定的出力同时率，现有调节资源就会出现瓶颈。

       目前，2022年风电和光伏的发电量占比已达11%，按照有关理论预测，当风电和光伏的发电量占比超过15%之后，对电网的冲击就会跨过阈值，加速体现。

       因此，当前必须未雨绸缪，对新能源占比提高可能的对电网的冲击进行提前准备，包括特高压、抽水蓄能、新型储能等各种应对。

       在新型电力系统不断进化过程中，新型储能的价值核心主要是两个：

       一是被动的容量价值和调峰调频辅助服务价值，这个是因为新能源占比不断提高，对电网的扰动越来越大；

       二是主动的峰谷价差的现货交易价值，这个是因为新能源、储能成本不断降低，电源侧和用户侧市场化主体不断增加，以及电力现货交易市场的成熟，促进了峰谷电价差市场的出现。

       这两个价值，都跟新型电力系统的建设有关。

       为此，随着新型电力系统建设，对新型储能的要求是现实存在的，也是迫切需要的，但新型储能尤其是共享储能必须从这两个方面寻找价值，或者说高层需要在这两个方面为其创造价值，让收益的确定性更加可预测，这样才能促进独立市场主体的投资积极性。

       来源：Mr蒋静的资本圈