共享儲能發展歷程與應用現狀

許程

（中國廣核集團新能源控股有限公司科技創新中心）

0 引言

根據中關村儲能產業技術聯盟發布的《儲能產業研究白皮書2022》顯示，2021年新增百兆瓦級項目（含規劃、在建、投運）78個，規模共計26.2GW，超過2020年同期的9倍，儲能產業迎來了發展的高峰期。以共享儲能容量、提高區域內儲能系統利用水平為主要目的的共享儲能電站模式迎來了發展機遇。

1 共享儲能的含義

2022年2月10日國家發改委、能源局印發的《“十四五”新型儲能發展實施方案》中指出：創新新型儲能商業模式，探索共享儲能、儲能聚合等商業模式應用。該方案中明確提到了共享儲能，共享儲能即儲能資源不專屬于某一新能源場站或電網，而是以電網為紐帶，將獨立分散的電網側、電源側、用戶側儲能電站資源整合，并統一協調服務于網內所有新能源站，推動源網荷各端儲能能力全面釋放[1]。

在儲能服務于新能源發展的早期，新能源配套儲能的應用是較常規的做法，在實際運行中，這一做法商業模式簡單，運營不經濟。一方面，配建的儲能電站只能為單個新能源電站提供服務，利用率低；且在出臺“新能源儲能配額制”的區域，新能源場站需按固定比例配置儲能，無形中增加了發電企業負擔。另一方面，服務于單個新能源場站的儲能設施，往往資源分散，管理難度大且運營成本高；同時，分散場站的儲能難以實現統一調度與結算，無法參與多種電網側輔助服務，商業模式很難拓展。

共享儲能的“共享性”打破了原有儲能應用的界限，為儲能發展提供了新路徑，有利于提高項目收益率，縮短投資回收周期[2]。共享儲能的優勢主要體現在以下三個方面：

一是通過規模化采購儲能設備和建設施工，可降低儲能電站成本，減小項目建設初期投資壓力和未來運營風險降低。共享儲能不僅具有成本優勢，還可通過充分利用多個新能源場站發電的時空互補特性，降低全網儲能配置容量。

二是有利于促進儲能作為獨立的輔助服務提供商的身份，作為新型儲能電站，可以向傳統儲能電站（例如抽水蓄能水電站）一樣，參與電力交易和輔助服務市場，發揮功率調節作用，促進電力供需匹配，提升系統調節支撐能力。

三是共享資源利用，以電網為橋梁和紐帶，可為多個新能源電站提供服務，既可以是儲能能力租賃，滿足強配儲能有關要求，也可以是雙邊交易，促進新能源電站增發電量、提升新能源消納比例。

2 共享儲能的發展與應用現狀

共享儲能最早從青海省開始嘗試，2018年青海電網在國內率先提出共享儲能這一概念。青海電網以電網為依托，將電源、用戶和電網三方儲能資源進行全網優化配置，在滿足電源、用戶自身儲能需求之余，靈活調整運營模式實現全網儲能共享。在這一新模式下，當新能源電量無法全額消納時，富余電量由共享儲能系統吸收存儲，待電網有接納空間時，系統釋放所存儲的電量，從而有效促進新能源消納，電網調峰能力也得到進一步增強。

要真正實現儲能資源共享共用的目標，關鍵在于構建儲能企業和新能源發電企業之間的市場化交易機制。《青海電力調峰輔助服務市場運營規則》和《青海電力輔助服務市場運營規則（試行）》的發布，為共享儲能市場化交易提供了規范。2019年4月21日至30日，青海電力在國內首次組織開展了共享儲能調峰輔助服務市場化交易試點工作。2019年12月26日，國內首個市場化運營電網側共享儲能電站——美滿共享儲能電站在青海省格爾木市正式開工建設，首期64kWh儲能項目已于2020年11月并網。

截至2022年2月底，青海共有366家新能源發電企業參與共享儲能交易，累計成交3533筆，總充電量9903萬kWh，總放電量8134萬kWh，累計增發新能源電量10127萬kWh，實現了新能源企業與儲能企業互利共贏，也為我國大規模儲能建設運營提供了重要借鑒[3]。

共享儲能的發展與儲能領域相關政策的支持密不可分。截至2022年6月，全國已有十余省市正式對外公布了儲能發展規劃，規劃的新型儲能總裝機規模已達67.7GW（全國各地“十四五”能源規劃匯總如表1所示）。

表1 全國各地“十四五”能源規劃匯總

目前，已有20余省級行政區和若干市級政府出臺新能源配儲規定，儲能項目規劃不斷涌現，隨著電化學儲能技術的突破，大規模儲能項目迅速增多，越來越多的區域開始嘗試建設共享儲能電站，共享儲能電站進入較快速發展階段，部分共享儲能電站項目如表2所示。

表2 部分共享儲能電站項目

當前，共享儲能電站項目的開發步伐正在逐漸加大，如何實現盈利，已經成為目前共享儲能電站發展過程中亟待解決的問題。2021年7月23日，國家發改委、國家能源局正式印發了《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，鼓勵儲能作為獨立市場主體參與輔助服務市場。2021年8月10日，國家發改委、國家能源局印發了《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，對新能源企業購買調峰儲能能力、自建或合建調峰資源等內容，作出了明確的制度安排，并允許調峰資源進行市場化交易。這為共享儲能模式的推廣和應用提供了根本遵循。

2022年5月，國家發改委、國家能源局發布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，提出加快推動獨立儲能參與電力市場配合電網調峰，充分發揮獨立儲能技術優勢提供輔助服務。目前，各省都在積極探索獨立儲能的盈利機制。從各省情況來看，山東獨立儲能電站收益來源主要為容量租賃費用、電力現貨市場、容量電價補償等，儲能租賃費用，因可視同可再生能源儲能配額，租金水平為300～600元/kW不等，調峰補償標準為200元/MWh，預計年調峰小時數1000h。寧夏獨立儲能電站的盈利模式以“儲能容量租賃+調峰輔助服務”收入為主，寧夏回族自治區2022年、2023年度儲能試點項目的調峰服務補償價格為0.8元/kWh，年調用次數不低于300次。山西獨立儲能電站的收益來源以參與電力市場現貨交易+輔助服務（一次調頻）為主，獨立儲能電站可通過市場競價的形式為系統提供一次調頻輔助服務，獨立儲能可根據其性能、里程獲取相應收益。湖南獨立儲能電站的盈利模式為“儲能容量租賃+調峰補償+電費收益”收入為主，根據深度調峰的相關規定，調峰補償單價由市場競價決定，報價上限為500元/MWh。

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。理論上講，共享儲能電站可以提供多種服務，實現多重收益，包括幫助新能源場站實現棄電增發、減免考核，為系統提供調峰、調頻、黑啟動服務，參與電力現貨市場交易等。因此推動儲能以獨立市場主體身份參與各類電力市場，并制定相關市場結算機制，有利于儲能電站實現長效穩定發展。例如，容量電費的設置是對共享儲能電站提供調峰備用容量價值的肯定，可在一定程度上確保儲能電站的收益，激勵社會資本的投資積極性[4]。

3 共享儲能發展趨勢

目前的共享儲能更多的是共享集中式儲能，未來的共享儲能則可能將分散式儲能（可以包括電動汽車、移動儲能等形式）也納入進來，形成共享機制。這種儲能模式在傳統電網物理架構上，利用數字化先進技術，將原本分散的儲能裝置集中到云端，用云端的虛擬儲能容量來代替實體儲能，最終形成以大規模的儲能設備為主要支撐，以分布式的儲能資源為輔助，可以綜合利用集中式的儲能設施或聚合分布式的儲能資源為用戶提供儲能服務。通過這種模式可以把不同類型的儲能資源進行整合，開展協同優化運行控制，實現儲能資源的靈活調動和合理利用，同時可以充分利用用戶的儲能使用需求在時間上的互補性，降低儲能設施的總容量，節約投資成本[5]。