储能可以说是今年新能源赛道中最耀眼的存在，但是今年登台表演的主要还是欧洲的户储，而国内储能方面，一直在摸索试错中前进，临近年底，是光伏集中电站装机旺季，今天见智研究聊一聊国内储能的情况：

大储是国内重点，发展主要靠它

从储能全球格局看，储能市场主要集中在三个地区，美国、中国和欧洲，美国是全球最大增速最快的储能市场，中美欧基本占了全球80%的市场份额，形成了世界三极。其次是日本、韩国、澳大利亚等国家。中国和美国大储较多，欧洲和中美都不一样，由于其能源结构的原因，主要是以户储为主，所以今年储能逆变器的公司有非常好的表现，主要是欧洲光储市场的爆发。

(相关资料图)

结构方面，中国的储能电源侧占40%；电网侧占35%左右，剩下越25%是在用户侧，且用户侧也是以工商业为主，户储目前来看还是比较少的。所以说中国还是以大型储能为主的，也就是电源侧和电网侧储能，大容量储能用在用户侧的很少。我们还是以电源侧和电网侧为主，其中电源侧比例更大一些。

但中国目前的大储还是政策推动为主，包括地方政府强制要求强制配储；以及国家部门对十四五期间提出了新能源装机比例的刚性要求，这是驱动国内大储今年发展的底层逻辑。今年国内储能招标量，截止到10月份项目累计招标量超12GW，储能装机量有显著提升。

强制配储是“一刀切”吗？落地效果究竟如何

但目前国内储能发展落地仍然困难重重，因为商业模式还处于初步形成阶段。自2021年下半年开始，各省对储能的政策也是频繁推出，全国几乎所有省份均出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能的文件。大量政策密集推出，但实际执行起来可能比较尴尬，因为储能要涉及的主体太多，同时协调好电网、电源、用户难度还是很大的，所以政策即使推动，但一旦落地面临的问题就极多。

见智研究复盘梳理了各省大致的储能政策导向（不完全统计）：可以看出各省对风光配储的政策导向，从今年的政策看，基本上各省的配储比例平均要求在10%左右，区间在5%-20%波动。

（见智研究制图）

虽然说强制配储的政策推动了储能的装机发展，但强推的实际效果可能并不好，因为强制配储政策将新型储能的配置作为并网门槛，但是又对其真正运行效果缺乏监督，导致电源侧配储利用率低。此外“一刀切”的政策并不利于行业健康发展，因为用行政命令去推动配储，实际落地会发现组件价格也高，其他费用也高，也不盈利，终端配储积极性不强。而且伴随风电、光伏发电占比的不断提升，对政策制定符合现实发展的需求迫在眉睫。

共享储能会成为储能生态趋势吗？

共享储能也就是政策不断优化后推出来的。共享储能是独立储能的一种商业模式，可以理解成1对多的模式，也就是说你作为新能源业主，仍然要履行强配义务，但是你可以选择租用人家的储能电站，实际上就是节省了自行投资的大额开支，将大额支出转为小额资金，这对新能源投资商的内部收益率是有利的，利好新能源电站投资商，也利于配储目标的落地。

从国内各省的政策看，共享储能最早是在青海试点，现在山东、湖南、浙江、山西等多地已陆续把共享储能作为建设储能电站的重要方向了。

除了青海外，山东是国内最早探索共享储能的，也是目前共享储能试验的重点区域，目前山东的模式也在多省推广，共享储能的收入来源包括容量补贴、新能源支付租金、峰谷价差收入，内部收益率能保持在8%左右。

除了山东外，其他省份也不落后，山西的新能源比例在全国也很靠前，装机容量占35%左右，11月21日，山西省能源局发布了《关于做好2022年风电、光伏发电开发建设竞争性配置有关事项的通知》，共安排风电、光伏保障性并网年度规模1000万千瓦，奖励规模146万千瓦；山西省此次发布的竞争性配置方案中，并不包含储能配置要求。和山东省共享储能收益模式不同，山西的收益来源主要是现货价差和一次调频服务。从政策可以看出，山东和山西的储能机制已经更为市场化。

见智研究认为，从各省密集出台的储能政策看，共享储能已经成为各省纷纷试点的新型储能模式，可以说给储能的落地利用率不佳的困局带来了曙光。但同样有一个风险点是其可复制性有多强的问题，且共享储能只适用在电源侧和电网侧，用户侧并不适用。但是见智研究认为，共享储能可能并不会是储能发展的终局，因为市场机制还会不段优化更经济更有效率的模式，但至少相对于一刀切政策推动而言，共享储能可以说是迈了非常好的一步。