共享储能未来可期！

共享储能就是以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行全网优化配置，由电网来进行统一协调，推动源网荷各端储能能力全面释放。这种模式既可为电源、用户自身提供服务，也可以灵活调整运营模式，实现全网电力共享，提升电力品质。例如新能源场站汇流站建设，并作为独立节点接入输电线路，通过储能电站关口表计单独计量，接受电网统一调度的储能电站。

2018年国网青海电力首次提出 “共享储能”概念，历经探索、实 践、创新、再突破，在区块链、国产密码等科技手段的助推下，实现“共享储能”市场化在技术应用和服务模式两方面的创新突破，青海省率先走上“共享储能”市场化之路。

2019年4月，鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程储能电站进行了共享储能交易试运营，市场化模式打破了单个电站独享模式，为“共 享储能”提供了解决方案。

从国网青海省电力公司获悉，截至2月底，青海电网通过共享储能增发新能源电量首次突破1亿千瓦时大关，这也标志着青海省成为我国首个共享储能增发新能源电量突破1亿千瓦时的省份。

华北电力大学电气与电子工程学院副教授郑华表示，共享储能面对的服务对象供需兼有，其商业化发展的关键在于构建独立储能企业和新能源发电企业或用户之间的交易机制。

鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程储能电站工程项目负责人解安瑞表示，共享储能作为储能的一种创新形式，对提升电网系统新能源消纳能力具有重要意义。

 2020年11月5日，国内首座由第三方投资建设、开展独立商业化运行的共享储能电站——上海电气格尔木美满闵行32兆瓦/64兆瓦时储能电站正式投运，该电站采用的就是和新能源场站业主进行一定分成的“共享”储能新模式。
 

共享储能遍地开花

探索市场化道路，储能发展前景可期

2021年8月，国家发改委、国家能源局先后出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》等文件，确定了储能独立市场主体地位，明确了源、网、荷三侧多元化发展储能的思路，指出了健全新型储能价格机制、鼓励探索建设共享储能的市场机制改革方向，并指明租赁储能容量可视作可再生能源储能配额。青海、新疆、河南、河北、湖南、湖北等20余省市陆续出台新能源配套储能政策。

一、新能源配储能  共享储能迎来发展机遇

有观点认为，目前，新能源配储能项目盈利模式尚未成熟，储能利用小时数极低。新能源场站内建设储能电站，储能与新能源场站统一接受电网调度。但实际运行中，这一模式的“弊端”逐渐显现。一方面，配建的储能电站只能为单个新能源电站提供服务，利用率低；且在出台“新能源储能配额制”的区域，新能源场站需按固定比例配置储能，无形中增加了发电企业负担。另一方面，服务于单个新能源场站的储能设施，往往资源分散，管理难度大且运营成本高；同时，分散场站的储能难以实现统一调度与结算，无法参与多种电网侧辅助服务，商业模式很难拓展。

因此以共享储能容量、提高区域内储能系统利用水平为主要目的独立储能电站模式迎来了发展机遇。

二、共享储能遍地开花，全国拟建、在建共享储能项目迎来集中爆发期

经梳理发现，截至目前2021年，全国共有84个共享储能项目通过备案或公示，主要分布在内蒙古、湖北、山西、宁夏、甘肃、河北、山东、陕西、河南等9个省份，项目总规模超12GW/24GWh。

近日，据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心不完全统计，2022年1-5月中旬全国共享储能拟在建及招投标项目达到109个，其中陕西25个、河南24个、宁夏14个、山东11个。

具体如下：

共享储能在政策及市场需求下

储能开启从独享到共享  从探索新模式到构建新业态

目前，共享储能的盈利模式主要是新能源配额租赁、现货市场和容量补偿。在储能交易市场上，总体原则要按照“谁受益谁支付”规则传导相关费用。有专家测算，国内共享储能大概可以降低成本高达30%。

以湖南某20MW/40MWh共享储能电站项目为例，“假设该项目储能电池等核心设备的年租金中标价格为1300万元，新能源开发商租赁储能电站的费用大约为800万元/年，其余储能电站运营费，如设备运维费、电量损耗费等都由某综合能源服务公司承担；而若新能源开发商自配一个20MW/40MWh规模储能，除需要支付储能电站约8000万元的初始建设投资外，每年还需额外支付70万元储能电站运维费用、160万元大修技改费用和150万元电量损耗费等，相比之下，租赁储能模式下的储能投资压力将大大减小。”

从商业模式上分析，共享储能充分考虑到了各方需求。对于新能源企业来说，降低了新能源配套储能的建设成本，节省了储能设施的日常运维成本，而且未来能充分享受到电网侧储能峰谷电价差收益。对于电网企业来说，多点位集中式的储能电站将有利于配电网的补强、有利于电网对新能源的科学消纳。共享储能商业模式可以推动储能行业经济社会效益最大化。

在容量租赁+调峰补偿的商业模式下，部分省份的共享储能电站已经具备一定的投资价值。湖南、山东是目前共享储能电站盈利模式较为典型的省份，其收益模式如表所示。

上表来源：能研慧道

此外，青海、宁夏、湖北、陕西、山西等地也纷纷出台利于共享储能电站应用的政策。例如：青海省储能调峰补偿标准0.5元/kWh，年利用小时数不少于540小时；宁夏省2022、2023年度储能试点项目的调峰服务补偿价格为0.8元/kWh，年调用次数不低于300次；湖北、陕西等区域承诺储能租赁可视作新能源储能配额；山西明确了共享储能电站可参与调峰、调频市场等。

共享模式大有可为，商业化运营前景可期

共享即共赢 共享储能商业化运营成就储能产业的明天

相较于新能源自配储能的分散式发展方式，共享储能具有调度运行更高效、安全质量更可控、经济效益更凸显等多重优势。

共享储能通过集中式统一建设，便于对建设标准、设备参数、安全性能规范管理，有效减少新能源自配储能设备质量参差不齐、技术性能难以保证、安全隐患风险较大等问题，且电站规模多在百兆瓦级及以上、配置时长不低于2小时，也有助于电网调度管理。

此外，共享储能在经济性方面也有明显优势。“通过规模化采购储能设备和建设施工，可降低储能电站成本，减小项目建设初期投资压力和未来运营风险。”合肥工业大学管理学院副研究员李兰兰说道。共享储能不仅具有成本优势，还可通过充分利用多个新能源场站发电的时空互补特性，降低全网储能配置容量。“按照服务全网调节需求，共享储能设施利用率可提升5-7%。也就是说，100MW/100MWh共享储能电站的实际等效配置容量可达105MW/105MWh，增加的5MW/5MWh储能，相当于当前全省典型50MW光伏电站自配的10%储能。”国网安徽经研院新能源与储能领域专家沈玉明解释说。随着技术进步叠加规模效应，共享储能度电成本在“十五五”期间将接近抽蓄水平。

稳定共享储能电站收益来源、建立可持续的商业运营路径，是共享储能模式推广应用的关键。国家明确鼓励新能源企业通过自建或购买储能调峰能力来履行消纳责任，因此新能源企业可向共享储能电站购买一定比例储能容量、按年支付租金。以典型共享储能电站100MW/200MWh与50MW光伏电站建立储能容量租赁协议为例，考虑光伏电站自建15%储能、购买共享储能按照同等容量配置，经测算，光伏电站自建储能折合年均固定成本约213万元/年，共享储能电站对单个光伏电站收取的租金约200万元/年。“为满足竞争性配置要求，按照同等配置储能容量，新能源企业自建储能投资成本高于向共享储能购买容量所付租金水平，这样新能源企业更倾向于购买共享储能容量，而租金收入也为共享储能电站提供了稳定的成本回收渠道。”国网安徽经研院副院长朱刘柱说。

除向新能源企业收取租金外，共享储能还可参与各类电力市场获取相应收入，用于弥补运行成本。现阶段安徽省内共享储能电站可参与调峰辅助服务市场，随着市场机制逐步完善，下阶段可通过参与更多市场提升项目经济性。“我们按照电力行业8%基准收益标准测算，共享储能仅参与调峰辅助服务市场时，项目暂不具备经济性。后续随着省内电力现货市场运行，共享储能电站通过参与调峰、现货等市场，叠加租金收入，收益率有望达到8%以上。”朱刘柱补充道。

截至2月底，青海电网并网电化学储能容量为36.3万千瓦/49.8万千瓦时，其中参与共享储能的电站有2座，总容量为8.2万千瓦和16.4万千瓦时;共有366家新能源发电企业参与共享储能交易，累计成交3533笔，总充电量9903万千瓦时，总放电量8134万千瓦时，累计增发新能源电量10127万千瓦时，实现了新能源企业与储能企业互利共赢，也为我国大规模储能建设运营提供了重要借鉴。

共享储能作为储能的一种创新形式，是支撑新能源大规模开发的重要手段。未来，随着系统集成的成本下降、示范项目增多，市场也将孕育更多商业机会。

当前，共享储能电站已经成为中国储能应用的主要形式，未来结合退役火电机组现有站址、变电站空闲土地、新能源汇集站、电站关键节点等建设的共享储能电站将为电力系统安全稳定运行发挥重要作用。

来源：文章整理中国能源报、能源杂志、能研慧道、安徽网等媒体