随着技术不断革新，未来吉瓦时储能项目或将成为新能源风光大基地的重要补充部分。目前，据北极星储能网不完全统计，2022年至今，全国已备案、签约、开工35个吉瓦时级储能项目，总规模达到23.392GW/51.084GWh。(项目名单见文末)。但如此大规模的储能项目，在实际建设过程中仍面临着很多挑战。

项目建设阻力大

吉瓦时项目建设难度大，主要原因是建设成本高昂、占比面积大、安全性要求高。

1.成本高昂

据统计，储能电站EPC的成本在2元/Wh左右，2023年市场报价还有逐渐升高的态势，因此建设1GWh的储能项目成本就高达20亿元。

大规模储能电站的建设对于技术要求高，作为电网供电的重要一环，技术需满足循环寿命、规模化、安全性、经济性等要求，因此储能系统报价高于常规的储能项目，比起规模较小的用户侧储能，企业建设的积极性不高。

2.占地面积大

吉瓦时级储能电站的单体容量大，占地面积远大于兆瓦时级储能项目。1兆瓦储能电站占地面积约15000平方米，吉瓦时储能电站占地约2700亩。因此，大规模储能电站用地批复时间长，建设周期长。

而且建设电站不仅要求有大面积空地供储能电站使用，还需要所在地风光资源丰富。较为常见的模式为在风光大基地内配建电网侧储能电站，与风光项目同步建设，从而节约用地成本，提高资源利用率。

3.安全性要求高

大规模储能电站的设备集中度更高，对于技术要求也高，作为电网补给的重要一环，储能技术需满足循环寿命、规模化、安全性等要求，而且需建设完善的热失控、消防预警等保护机制，来保证电网的安全稳定运行。

共享储能模式

通过北极星储能网统计发现，共享储能是吉瓦时储能项目的主要建设和应用模式。随着风光配储需求攀升，虽然共享储能的商业模式还不清晰，但各地建设热情不减，据北极星储能网统计，共享储能在国内吉瓦时级储能项目中占比高达54%。

2019年4月，全国首个共享储能电站即青海鲁能海西州多能互补储能电站建成，该电站于2019年试运营，项目总装机容量700MW，其中光伏200MW、风电400MW、储能50MW/100MWh。

除青海外，广东、山西等地备案、签约多个共享储能项目。1月31日，广东惠州市惠东县500MW/1000MWh独立储能电站项目EPC开标，据介绍，该项目投产后参与新能源容量租赁，广东电力市场辅助服务调峰调频，提升电力系统供电可靠性。

共享储能项目是指将电源、用户和电网三侧的储能资源整合，由电网统一进行优化配置的储能项目，其为电源、用户提供服务的同时，灵活调整运营模式实现全网共享，能够起到削峰填谷提高资源利用率，平衡电网、保持电网高效运行等作用，一般由第三方经营。

目前来看，大型共享储能容量配置时长大多为2h，建设目的主要为最大限度减少弃风弃光，满足电网调峰的最小需求。另外，共享储能可以通过租赁、定期购买等方式来为新能源项目投资者提供服务，获得一定收益。

民间资本入局

虽然吉瓦时项目的建设难度较大，但随着各地储能利好政策出台，吸引了不少央国企、地方有实力的储能企业入局。

从投建单位来看，中广核布局规模最大，共建设中广核更州电化学储能电站、中国广核陆丰电化学储能电站、中广核陆丰电化学储能电站4个大型储能电站，总规模达到3GW/6GWh。

而由汇宁时代与中广核合作建设的阳江广核汇宁绿色储能电站市场占比第二，总规模2000MW/5000MWh。

值得注意的是，由甘肃金钒源储电力技术有限公司建设的甘肃金昌市高温熔盐储能绿色调峰电站项目市场占比紧随其后，规模600MW/3600MWh。据悉，甘肃金钒源储电力技术有限公司从事太阳能热发电装备销售、站用加氢及储氢设施销售、太阳能发电技术服务、风电场相关系统研发等，由深圳市金德华投资发展有限公司全资控股。

除了华能集团、中国能建、中国电建等央国企外，还有许多地方企业投资大容量储能项目，例如宝光智中联合华电集团签约安徽桐城800MW/1600MWh共享储能电站项目、广东拓源储能科技有限公司签约500MW/1000MWh独立储能项目。

从地区来看，广东省GWh级储能项目数量最多，建设规模最大，共有广东惠州500MW/1000MWh独立储能电站项目、广东云浮新区500MW/1000MWh独立储能电站项目等12个储能项目签约、备案等，总规模达到11GW/22GWh。其次是山西省，中核榆次500MW/1000MWh共享储能项目、山西忻州500MW/1000MWh共享储能电站等6个储能项目签约、备案，项目建设规模6.5GWh。

截至目前，从全国市场来看，储能可通过租赁、峰谷电价差、参与辅助服务、容量补偿等方式获利，随着中央对储能建设的大力支持，储能电站盈利模式逐渐清晰。2月13日，国家能源局曾表示，将会把储能纳入中央预算内，支持国家储能技术产教融合创新平台建设，推进健全新型储能价格和市场机制。