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一、共享儲能發(fā)展歷程

（一）儲能的概念

儲能即能量的存儲。根據(jù)能量存儲形式的不同，廣義儲能包括電儲能、熱儲能和氫儲能三類。其中，電儲能是最主要的儲能方式，按照存儲原理的不同又分為電化學(xué)儲能和機(jī)械儲能兩種技術(shù)類型。電化學(xué)儲能是指各種二次電池儲能，主要包括鋰離子電池、鉛蓄電池和鈉硫電池等；機(jī)械儲能主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等。

抽水蓄能是當(dāng)前最為成熟的電力儲能技術(shù)，主要用于電力系統(tǒng)削峰填谷、調(diào)頻調(diào)相和緊急事故備用等。抽水蓄能也是目前裝機(jī)量最大的技術(shù)，占全球儲能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模的 90%以上；但受地理選址和建設(shè)施工的局限，抽水蓄能未來發(fā)展空間有限。

電化學(xué)儲能是當(dāng)前應(yīng)用范圍最廣、發(fā)展?jié)摿ψ畲蟮碾娏δ芗夹g(shù)。相比抽水蓄能，電化學(xué)儲能受地理?xiàng)l件影響較小，建設(shè)周期短，可靈活運(yùn)用于電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)及其他各類場景中。

（二）儲能的作用

國家發(fā)展改革委、國家能源局等五部門早在2017年印發(fā)的《關(guān)于促進(jìn)儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》中，就明確提出，儲能是智能電網(wǎng)、可再生能源高占比能源系統(tǒng)、“互聯(lián)網(wǎng)+”智慧能源的重要組成部分和關(guān)鍵支撐技術(shù)。

在新型電力系統(tǒng)建設(shè)中，儲能是解決新能源發(fā)電和負(fù)荷用電時(shí)空不匹配的最佳手段，相當(dāng)于“蓄水池”，它能夠?qū)㈦娏ιa(chǎn)和消費(fèi)在時(shí)間上進(jìn)行解耦，使得傳統(tǒng)實(shí)時(shí)平衡的“剛性”電力系統(tǒng)變得“柔性”。

總的來看，在電力系統(tǒng)中，儲能主要應(yīng)用在電網(wǎng)輸配與輔助服務(wù)、可再生能源并網(wǎng)消納、分布式及微網(wǎng)以及用戶側(cè)等場景中。在電網(wǎng)輸配和輔助服務(wù)方面，儲能技術(shù)主要作用分別是電網(wǎng)調(diào)峰、加載以及啟動和緩解輸電阻塞、延緩輸電網(wǎng)以及配電網(wǎng)的升級。在可再生能源并網(wǎng)消納方面，儲能主要用于平滑可再生能源輸出、吸收過剩電力減少“棄風(fēng)棄光”以及即時(shí)并網(wǎng)。在分布式及微網(wǎng)方面，儲能主要用于穩(wěn)定系統(tǒng)輸出、作為備用電源并提高調(diào)度的靈活性。在用戶側(cè)，儲能主要用于工商業(yè)削峰填谷、需求側(cè)響應(yīng)以及能源成本管理。

（三）新型儲能

新型儲能是什么？2021年6月22日，國家能源局發(fā)布了最新儲能政策《新型儲能項(xiàng)目管理規(guī)范(暫行)(征求意見稿)》指出，新型儲能項(xiàng)目是除抽水蓄能外的以輸出電力為主要形式的儲能項(xiàng)目。

根據(jù)CNESA前瞻產(chǎn)業(yè)研究院2014-2020年統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)來看，我國新型儲能的結(jié)構(gòu)占比仍較小，新型儲能中電化學(xué)儲能為主要儲能方式，而其中以鋰離子電池為主，占比達(dá)88.8%。因此，本文所述“新型儲能” “共享儲能”“獨(dú)立儲能電站”，均指以鋰離子電池為主要存儲單元的電化學(xué)儲能電站。

（三）共享儲能提出

“共享儲能”概念最早由青海省于2018年提出，是指由第三方投資建設(shè)的集中式大型獨(dú)立儲能電站，除了滿足自身電站需求外，也為其它新能源電站提供服務(wù)；電站通過雙邊協(xié)商、雙邊競價(jià)及單邊調(diào)用等模式參與電力交易，降低新能源場站棄電量，并參與電力輔助服務(wù)市場。

2019年4月，魯能海西州多能互補(bǔ)集成優(yōu)化國家示范工程儲能電站進(jìn)行了共享儲能交易試運(yùn)營，市場化模式打破了單個(gè)電站獨(dú)享模式，為“共享儲能”提供了解決方案。

魯能海西州多能互補(bǔ)集成優(yōu)化國家示范工程坐落于青海省海西州格爾木市，項(xiàng)目總裝機(jī)容量700兆瓦，其中光伏200兆瓦、風(fēng)電400兆瓦、光熱50兆瓦、儲能50兆瓦，配套建設(shè)330千伏匯集站和國家級多能互補(bǔ)示范展示中心（又稱“絲路明珠”）一座。

2021年以來，山東、湖南、浙江、內(nèi)蒙等多個(gè)省份陸續(xù)出臺了儲能建設(shè)指導(dǎo)意見，鼓勵(lì)投資建設(shè)共享（獨(dú)立）儲能電站，研究建立電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施的成本疏導(dǎo)機(jī)制，采用政策傾斜的方式激勵(lì)配套建設(shè)或共享模式落實(shí)新型儲能的新能源發(fā)電項(xiàng)目，共享儲能概念得到進(jìn)一步推廣和外延。

綜合來看，共享儲能是將獨(dú)立分散的電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能資源進(jìn)行整合，并交由電網(wǎng)進(jìn)行統(tǒng)一協(xié)調(diào)，推動源、網(wǎng)、荷各端儲能能力全面釋放，提高儲能資源利用率。展開來看，筆者認(rèn)為共享儲能主要有兩方面含義，一是作為新型儲能電站，可以像傳統(tǒng)儲能電站（例如抽水蓄能電站）一樣，參與電力交易和輔助服務(wù)市場，發(fā)揮功率調(diào)節(jié)作用，促進(jìn)電力供需匹配，提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)支撐能力；二是突出能力共享屬性，以電網(wǎng)為橋梁和紐帶，可為多個(gè)新能源電站提供服務(wù)，既可以是儲能能力租賃，滿足強(qiáng)配儲能有關(guān)要求；也可以是雙邊交易，促進(jìn)新能源電站增發(fā)電量、提升新能源消納比例。

共享儲能政策環(huán)境

2021年是新型儲能政策年，國家政策、省級政策陸續(xù)出臺。儲能政策的大力支持，更深刻的意義在于通過發(fā)展儲能，增加光伏和風(fēng)電等可再生能源的裝機(jī)并網(wǎng)規(guī)模，最終實(shí)現(xiàn)“3060”雙碳目標(biāo)。

國家層面。2021年7月23日，國家發(fā)改委、國家能源局正式印發(fā)了《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，提出到2025年，新型儲能裝機(jī)規(guī)模達(dá)3000萬千瓦以上；同時(shí)，明確新型儲能獨(dú)立市場主體地位。研究建立儲能參與中長期交易、現(xiàn)貨和輔助服務(wù)等各類電力市場的準(zhǔn)入條件、交易機(jī)制和技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，加快推動儲能進(jìn)入并允許同時(shí)參與各類電力市場。因地制宜建立完善“按效果付費(fèi)”的電力輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制，深化電力輔助服務(wù)市場機(jī)制，鼓勵(lì)儲能作為獨(dú)立市場主體參與輔助服務(wù)市場。鼓勵(lì)探索建設(shè)共享儲能。

2021年7月29日，國家發(fā)改委、國家能源局又聯(lián)合印發(fā)了《關(guān)于鼓勵(lì)可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》（發(fā)改運(yùn)行〔2021〕1138號），對新能源企業(yè)購買調(diào)峰儲能能力、自建或合建調(diào)峰資源等內(nèi)容，作出了明確的制度安排，并允許調(diào)峰資源進(jìn)行市場化交易。這為共享儲能模式的推廣和應(yīng)用提供了根本遵循。

省級層面。自2021年來，已有寧夏、青海、山東、河南、湖南、浙江、內(nèi)蒙古、廣西等九省區(qū)陸續(xù)出臺了鼓勵(lì)共享儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見。2021年，山東省率先出臺扶持政策，并組織了首批示范項(xiàng)目申報(bào)，政策中明確提出，允許儲能在參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場時(shí)優(yōu)先出清、按固定價(jià)格補(bǔ)償，并獎勵(lì)優(yōu)先發(fā)電量計(jì)劃，使儲能電站通過發(fā)電權(quán)交易獲利。但隨著現(xiàn)貨市場的試點(diǎn)運(yùn)行，調(diào)峰市場不再運(yùn)行，原有政策不再適用，山東省因此大力推動儲能參與電力現(xiàn)貨市場。

現(xiàn)貨市場環(huán)境下，獨(dú)立儲能電站獲利方式將更加靈活。調(diào)頻市場和電能量市場可以二選一，儲能電站可以根據(jù)對于市場的預(yù)判靈活選擇對自己最有利的交易品種。以山東為例，調(diào)頻市場價(jià)格上限已從8元/兆瓦提高至12元/兆瓦。電能量市場日最高電價(jià)價(jià)差已經(jīng)超過1元/千瓦時(shí)，遠(yuǎn)高于上一年的調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)0.2元/千瓦時(shí)，套利空間更大。

共享儲能優(yōu)勢分析

隨著新型電力系統(tǒng)加快構(gòu)建，全國多地將配建儲能作為新能源并網(wǎng)或核準(zhǔn)的前置條件，通常要求新能源項(xiàng)目配置5-20%、1-2小時(shí)的儲能，從而增加調(diào)節(jié)能力、促進(jìn)新能源消納。由于新能源初始投資增加、儲能設(shè)備質(zhì)量不高、實(shí)際運(yùn)行效果不及預(yù)期，新能源自配儲能模式持續(xù)引發(fā)行業(yè)爭議。從各省實(shí)踐來看，共享儲能模式因其優(yōu)勢多元、模式共贏，越來越多地得到市場認(rèn)可。

一是優(yōu)勢多元。相較于新能源自配儲能的分散式發(fā)展方式，共享儲能具有調(diào)度運(yùn)行更高效、安全質(zhì)量更可控、經(jīng)濟(jì)效益更凸顯等多重優(yōu)勢。目前新能源自配儲能主要是為滿足競爭性配置要求，由于配建儲能將增加新能源企業(yè)初始投資壓力，新能源企業(yè)傾向于選擇性能較差、成本較低的儲能產(chǎn)品，導(dǎo)致新能源自配儲能“不敢用、不愿用、不能用”現(xiàn)象。共享儲能通過集中式統(tǒng)一建設(shè)，便于對建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)、設(shè)備參數(shù)、安全性能規(guī)范管理，有效減少新能源自配儲能設(shè)備質(zhì)量參差不齊、技術(shù)性能難以保證、安全隱患風(fēng)險(xiǎn)較大等問題，且電站規(guī)模多在百兆瓦級及以上、配置時(shí)長不低于2小時(shí)，也有助于電網(wǎng)調(diào)度管理。

此外，共享儲能還有明顯的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢。規(guī)?；少弮δ茉O(shè)備和建設(shè)施工，可降低儲能電站成本，減小項(xiàng)目建設(shè)初期投資壓力和未來運(yùn)營風(fēng)險(xiǎn)。共享儲能不僅具有成本優(yōu)勢，還可通過充分利用多個(gè)新能源場站發(fā)電的時(shí)空互補(bǔ)特性，降低全網(wǎng)儲能配置容量。隨著技術(shù)進(jìn)步疊加規(guī)模效應(yīng)，共享儲能度電成本在“十五五”期間將接近抽蓄水平。

二是模式共贏。穩(wěn)定共享儲能電站收益來源、建立可持續(xù)的商業(yè)運(yùn)營路徑，是共享儲能模式推廣應(yīng)用的關(guān)鍵。國家明確鼓勵(lì)新能源企業(yè)通過自建或購買儲能調(diào)峰能力來履行消納責(zé)任，因此新能源企業(yè)可向共享儲能電站購買一定比例儲能容量、按年支付租金。除向新能源企業(yè)收取租金外，共享儲能還可參與各類電力市場獲取相應(yīng)收入，用于彌補(bǔ)運(yùn)行成本，提升項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性。

按照目前新能源行業(yè)6%的基準(zhǔn)收益標(biāo)準(zhǔn)測算，共享儲能僅參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場時(shí)，項(xiàng)目暫不具備經(jīng)濟(jì)性。后續(xù)隨著電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行，共享儲能電站通過參與調(diào)峰、現(xiàn)貨等市場，疊加租金收入，收益率有望達(dá)到6%以上。隨著電力改革深度推進(jìn)和市場機(jī)制逐步完善，共享儲能還可以參與更多市場，進(jìn)一步提高項(xiàng)目收益率，最終實(shí)現(xiàn)儲能投資方、新能源電站以及電網(wǎng)公司的多方互利共贏。

共享儲能發(fā)展現(xiàn)狀

據(jù)公開信息統(tǒng)計(jì)，截止發(fā)稿前，內(nèi)蒙古、湖北、山西、寧夏、甘肅、河北、山東、陜西、河南等省均有共享儲能備案項(xiàng)目，據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，2021年備案的共享儲能項(xiàng)目達(dá)85個(gè)，總建設(shè)規(guī)模超12GW/24GWh。

各省備案的共享儲能項(xiàng)目中，單個(gè)項(xiàng)目的容量規(guī)模在100MWh-400MWh之間，以內(nèi)蒙古、湖北、山西3省部分項(xiàng)目來看看共享儲能的建設(shè)成本，內(nèi)蒙古6個(gè)共享儲能項(xiàng)目建設(shè)單價(jià)是1.4元/Wh，湖北7個(gè)項(xiàng)目單價(jià)區(qū)間較大，山西省14個(gè)項(xiàng)目單價(jià)區(qū)間0.98~2.5元/Wh。

共享儲能商業(yè)模式

縱覽全國已推行的共享儲能商業(yè)模式，大致可以歸納為以下幾類：一是為新能源電站提供儲能能力租賃服務(wù)，獲取租賃收益，這也是目前大部分獨(dú)立共享儲能電站最主要的收益來源。二是通過與新能源電站進(jìn)行雙邊競價(jià)或協(xié)商交易，通過發(fā)現(xiàn)儲能電站“蓄水池”作用進(jìn)行“低充高放”，降低新能源電站棄電率，實(shí)現(xiàn)雙方利益共享和分?jǐn)偂＿@主要在青海等新能源消納形勢嚴(yán)峻的省份應(yīng)用為主。三是通過單邊調(diào)用，參與電力輔助服務(wù)，儲能電站獲取調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)費(fèi)等，這主要以山東、青海、甘肅等省份為主。四是在電力現(xiàn)貨試點(diǎn)省份，通過參與電力現(xiàn)貨電能量市場，實(shí)現(xiàn)峰谷價(jià)差盈利。山東已經(jīng)開始試行。

下面以青海、山東、湖南模式進(jìn)行重點(diǎn)闡述。

（一）青海模式

2019年4月，由青海國網(wǎng)投建的魯能海西州多能互補(bǔ)集成優(yōu)化示范工程，正式探索“共享儲能”；項(xiàng)目規(guī)模50MW/100MWh，這是全國首座接入大電網(wǎng)的共享式儲能電站。2019年5月31日，西北能監(jiān)局發(fā)布《青海電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場化運(yùn)營規(guī)則》，詳細(xì)規(guī)范了青海的儲能輔助服務(wù)調(diào)峰市場化機(jī)制，標(biāo)志著青海共享儲能商業(yè)模式有了制度保障。

青海共享儲能以儲能市場化交易和調(diào)峰輔助服務(wù)市場交易兩種商業(yè)化運(yùn)營模式，建成了共享儲能市場化交易平臺和區(qū)塊鏈平臺。其中，儲能市場化交易模式是指新能源和儲能通過雙邊協(xié)商或市場競價(jià)形式，達(dá)成包含交易時(shí)段、交易電價(jià)、電量及交易價(jià)格等內(nèi)容的交易意向。調(diào)峰輔助服務(wù)市場交易模式是指市場化交易未達(dá)成且條件允許時(shí)，電網(wǎng)按照約定的價(jià)格直接對儲能資源進(jìn)行調(diào)用，在電網(wǎng)有接納空間時(shí)釋放，以增發(fā)新能源電量。

為了保障交易的公平性、安全性、及時(shí)性，在共享儲能中引入了區(qū)塊鏈技術(shù)，通過大家都認(rèn)同的約定方式實(shí)現(xiàn)交易間的快速撮合，并對交易數(shù)據(jù)進(jìn)行加密、上鏈、存證，實(shí)現(xiàn)交易數(shù)據(jù)精準(zhǔn)追溯。

2022年3月11日從國網(wǎng)青海電力獲悉，青海共享儲能電站通過市場化交易累計(jì)增發(fā)新能源電量超1億千瓦時(shí)。截至2022年2月底，青海電網(wǎng)并網(wǎng)電化學(xué)儲能容量為36.3萬千瓦/49.8萬千瓦時(shí)，其中參與共享儲能的電站有2座，總?cè)萘繛?.2萬千瓦/16.4萬千瓦時(shí)，共有366家新能源發(fā)電企業(yè)參與共享儲能交易，累計(jì)成交3533筆，總充電量9903萬千瓦時(shí)，總放電量8134萬千瓦時(shí)，累計(jì)增發(fā)新能源電量10127萬千瓦時(shí)，實(shí)現(xiàn)了新能源企業(yè)與儲能企業(yè)互利共贏，緩解了電網(wǎng)調(diào)峰壓力。

值得注意的是，2021年，青海儲能發(fā)展先行示范區(qū)行動方案獲得國家能源局批復(fù)。對于青海省，《方案》提出研究儲能電站過渡性扶持政策，探索以年度競價(jià)方式確定示范期內(nèi)新建“共享儲能”項(xiàng)目生命周期輔助服務(wù)補(bǔ)償價(jià)格。目前青海省投運(yùn)的兩座共享儲能電站，盈利主要通過與新能源企業(yè)達(dá)成調(diào)峰輔助市場雙邊協(xié)商交易并通過調(diào)度機(jī)構(gòu)單邊調(diào)用來獲取固定的調(diào)峰輔助服務(wù)補(bǔ)償。由于涉及多方利益，現(xiàn)有模式協(xié)調(diào)成本較高，年度競價(jià)的引入有望降低各方交易成本。

此外，《方案》還提出要加快青海省輔助服務(wù)市場建設(shè)和電力現(xiàn)貨市場建設(shè)。青海省并不在電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的前兩批試點(diǎn)范圍內(nèi)，但2020年底時(shí)曾對外發(fā)布過《青海電力現(xiàn)貨市場建設(shè)方案（征求意見稿）》，提出分階段建設(shè)現(xiàn)貨市場的方案。其中，初期僅允許新能源作為市場中主體，儲能可參與中長期交易和輔助服務(wù)交易。隨著現(xiàn)貨市場建設(shè)的逐步推進(jìn)，不久的將來，青海的共享儲能電站也將通過現(xiàn)貨市場獲取收益。

（二）山東模式

2021年4月8日，山東省發(fā)展改革委、省能源局、國家能源局山東監(jiān)管辦聯(lián)合印發(fā)了《關(guān)于印發(fā)<關(guān)于開展儲能示范應(yīng)用的實(shí)施意見>的通知》（魯發(fā)改能源〔2021〕254號），指出要通過試點(diǎn)示范，促進(jìn)新型儲能技術(shù)研發(fā)和創(chuàng)新應(yīng)用，培育具有市場競爭力的商業(yè)模式，形成可復(fù)制、易推廣的經(jīng)驗(yàn)做法。

山東首批示范項(xiàng)目規(guī)模為50萬千瓦左右，在支持政策中明確提出：示范項(xiàng)目參與電力輔助服務(wù)報(bào)量不報(bào)價(jià)，在火電機(jī)組調(diào)峰運(yùn)行至50%以下時(shí)優(yōu)先調(diào)用，按照200元/兆瓦時(shí)給予補(bǔ)償；示范項(xiàng)目充放電量損耗部分按照工商業(yè)及其他用電單一制電價(jià)執(zhí)行。結(jié)合存量煤電建設(shè)的示范項(xiàng)目，損耗部分參照廠用電管理但統(tǒng)計(jì)上不計(jì)入廠用電。示范項(xiàng)目參與電網(wǎng)調(diào)峰時(shí)，累計(jì)每充電1小時(shí)給予1.6小時(shí)的調(diào)峰獎勵(lì)優(yōu)先發(fā)電量計(jì)劃。聯(lián)合火電機(jī)組參與調(diào)頻時(shí)，Kpd值≥3.2的按儲能容量每月給予20萬千瓦時(shí)/兆瓦調(diào)頻獎勵(lì)優(yōu)先發(fā)電量計(jì)劃，Kpd值每提高0.1增加5萬千瓦時(shí)/兆瓦調(diào)頻獎勵(lì)優(yōu)先發(fā)電量計(jì)劃。示范項(xiàng)目調(diào)峰調(diào)頻優(yōu)先發(fā)電量計(jì)劃按月度兌現(xiàn)，可參與發(fā)電權(quán)交易。支持政策暫定5年，期間將視市場環(huán)境適時(shí)調(diào)整。

根據(jù)指導(dǎo)意見，山東首批100MW/200MWh共享儲能示范電站，其收益模型主要有三方面：

一是容量租賃費(fèi)。根據(jù)實(shí)施意見“風(fēng)電光伏項(xiàng)目按配建比例要求租賃儲能示范項(xiàng)目代替自建儲能的，可以優(yōu)先并網(wǎng)、優(yōu)先消納”。考慮市場競爭因素，租賃價(jià)格按400元/千瓦·年考慮，年收益約4000萬元。

二是輔助服務(wù)費(fèi)。根據(jù)實(shí)施意見，“在火電機(jī)組調(diào)峰運(yùn)行至50%以下時(shí)優(yōu)先調(diào)用，按照200元/兆瓦時(shí)給予補(bǔ)償”。根據(jù)山東調(diào)度數(shù)據(jù)，運(yùn)行至50%以下的調(diào)峰時(shí)間約1000小時(shí)，年收益約2000萬元。

三是優(yōu)先發(fā)電權(quán)交易。根據(jù)實(shí)施意見，“項(xiàng)目參與電網(wǎng)調(diào)峰時(shí)，累計(jì)每充電1小時(shí)給予1.6小時(shí)的調(diào)峰獎勵(lì)優(yōu)先發(fā)電量計(jì)劃”。發(fā)電量計(jì)劃交易時(shí)，考慮發(fā)電上網(wǎng)價(jià)格及市場行情，可按度電0.1元（含稅）價(jià)格轉(zhuǎn)讓，年收益約1600萬元。

根據(jù)示范項(xiàng)目可研報(bào)告，通過參與輔助服務(wù)與容量租賃，項(xiàng)目年收入約為7600萬，考慮初期建設(shè)費(fèi)用及運(yùn)營成本后，項(xiàng)目靜態(tài)回收期7.79年，按照十年運(yùn)營期測算，示范項(xiàng)目內(nèi)部收益率為6.51%，能夠覆蓋央企關(guān)于項(xiàng)目投資收益率的基本要求。

隨著電力市場改革的深度推進(jìn)，共享儲能外圍的形勢政策也在不斷變化。2021年11月，山東省發(fā)展改革委、省能源局印發(fā)《關(guān)于做好煤電機(jī)組優(yōu)先發(fā)電全部進(jìn)入市場有關(guān)工作的通知》，明確年初下達(dá)的全省煤電公用機(jī)組優(yōu)先發(fā)電量計(jì)劃全部進(jìn)入市場，上網(wǎng)電價(jià)通過市場化方式形成。

根據(jù)國家發(fā)改委2021年發(fā)布的《關(guān)于進(jìn)一步做好電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點(diǎn)工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2021〕339號）中已明確要求“現(xiàn)貨市場運(yùn)行期間由現(xiàn)貨電能量市場代替調(diào)峰市場”。缺少了調(diào)峰市場，原示范政策中構(gòu)建的儲能收益模型將不復(fù)存在。除了租賃收益外，現(xiàn)貨電能量市場交易便成了新的收益來源。

2022年2月底和3月初，位于山東省的留格國投儲能電站、滕源華電儲能電站、關(guān)家三峽儲能電站和全福華能儲能電站先后在電力交易中心完成注冊公示，正式成為山東省電力現(xiàn)貨市場的交易主體。這四個(gè)電站自此成為全國首批參與電力現(xiàn)貨市場的獨(dú)立儲能電站。

根據(jù)《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則(試行)（2022年試行版V1.0）》，獨(dú)立儲能電站充電功率目前應(yīng)不低于5兆瓦，持續(xù)充電時(shí)間不低于2小時(shí)。調(diào)頻輔助服務(wù)市場與現(xiàn)貨市場分開運(yùn)行，協(xié)調(diào)出清，儲能電站可以自主選擇參與調(diào)頻市場或者以自調(diào)度模式參與電能量市場。

從運(yùn)行情況看，電力現(xiàn)貨交易最低價(jià)格-0.08元/千瓦時(shí)，最高電價(jià)約0.5元/千瓦時(shí)，一度電可賺0.42元。而此前，儲能電站屬購電用戶，平均電價(jià)為0.66元/千瓦時(shí)；賣電平均電價(jià)為0.39元/千瓦時(shí)，盈利空間十分有限。參與電力現(xiàn)貨交易后，儲能電站成為市場主體，電價(jià)低谷時(shí)段，以最便宜電價(jià)買電，存儲備用；電價(jià)峰值時(shí)段，參與電網(wǎng)削峰填谷，高價(jià)賣電。山東新型儲能電力現(xiàn)貨交易，為全國儲能發(fā)展探索了一套全新商業(yè)模式，儲能電站將改變過去盈利難的現(xiàn)狀，也為新型儲能多模式、多途徑、多場景、規(guī)?；l(fā)展注入強(qiáng)勁動力。

（三）湖南模式

2019年，湖南省電網(wǎng)最大峰谷差達(dá)15.57GW，平均峰谷差8.8GW，位居各省電網(wǎng)公司首位。為緩解日益嚴(yán)峻的電網(wǎng)調(diào)峰形勢、促進(jìn)新能源消納，2020年3月，經(jīng)多方協(xié)商，湖南省28家企業(yè)做出了新能源項(xiàng)目配套建設(shè)儲能設(shè)備的承諾。但因儲能投資成本巨大，兌現(xiàn)配儲承諾的企業(yè)寥寥無幾。

為解決儲能建設(shè)投資難題，國網(wǎng)湖南綜合能源有限公司積極探索儲能商業(yè)化推廣“新出路”，于2020年11月11日發(fā)布儲能設(shè)備租賃招標(biāo)公告，正式拉開了新能源側(cè)儲能租賃“大幕”。

新能源側(cè)儲能租賃，即由國網(wǎng)湖南綜合能源租賃儲能核心設(shè)備，建設(shè)儲能電站，然后以出租儲能電站使用功能的方式，為新能源開發(fā)商提供電量消納服務(wù)。儲能企業(yè)向國網(wǎng)湖南綜合能源出租核心設(shè)備外，其還承擔(dān)租賃期內(nèi)儲能電站核心設(shè)備的運(yùn)維、檢修工作；而儲能電站站內(nèi)設(shè)計(jì)、建設(shè)與其他相關(guān)設(shè)備等投資都由國網(wǎng)湖南綜合能源買單。也就是說，儲能電站的建設(shè)、運(yùn)維等成本將由國網(wǎng)湖南綜合能源與新能源開發(fā)商兩方共同承擔(dān)。這種租賃模式，在一定程度上，也是共享模式，即一個(gè)儲能電站可同時(shí)由電網(wǎng)企業(yè)和新能源企業(yè)共同使用、共同承擔(dān)成本。一個(gè)儲能電站也可為一家或多家新能源開發(fā)商提供服務(wù)，服務(wù)項(xiàng)目的數(shù)量取決于儲能電站與新能源項(xiàng)目的規(guī)模。

以永州螞蟥塘20MW/40MWh項(xiàng)目為例，假設(shè)該項(xiàng)目儲能電池等核心設(shè)備的年租金中標(biāo)價(jià)格為1300萬元，新能源開發(fā)商租賃儲能電站的費(fèi)用大約為800萬元/年，其余儲能電站運(yùn)營費(fèi)，如設(shè)備運(yùn)維費(fèi)、電量損耗費(fèi)等都由國網(wǎng)湖南綜合能源承擔(dān)；而若新能源開發(fā)商自配一個(gè)20MW/40MWh規(guī)模儲能，除需支付儲能電站約8000萬元的初始建設(shè)投資外，每年還需額外支付70萬元儲能電站運(yùn)維費(fèi)用、160萬元大修技改費(fèi)用和150萬元電量損耗費(fèi)等，相比之下，租賃儲能模式下的儲能投資壓力將大大減小。

2021年12月31日，由長沙華能自控集團(tuán)主導(dǎo)投資建設(shè)、華自科技整體提供產(chǎn)品及實(shí)施的城步儒林10萬千瓦/20萬千瓦時(shí)儲能示范電站成功并網(wǎng)運(yùn)行，該儲能站是湖南首個(gè)社會資本投資的電網(wǎng)側(cè)儲能示范電站，也是目前國內(nèi)社會資本投資最大單體電網(wǎng)側(cè)儲能示范電站。建成后將有效引領(lǐng)湖南省社會資本投資儲能產(chǎn)業(yè)，成為電網(wǎng)側(cè)電池儲能發(fā)展的示范。

根據(jù)規(guī)劃報(bào)告，預(yù)計(jì)到2025年，湖南省將新增風(fēng)電裝機(jī)458萬千瓦、光伏裝機(jī)475萬千瓦，屆時(shí)，將新增儲能裝機(jī)139.1萬千瓦/230.7萬千瓦時(shí)（按15%配比計(jì)算）。可見，湖南電網(wǎng)對于儲能有著迫切、持續(xù)的需求。但因儲能初始投資成本偏高、盈利空間嚴(yán)重不足，導(dǎo)致各方對于投資建設(shè)儲能項(xiàng)目的積極性并不高。而儲能電站租賃模式的推廣將大大降低儲能設(shè)備投資成本，緩解了“無人愿意為配置儲能買單”的尷尬局面。

目前，湖南新能源企業(yè)配套建設(shè)儲能在能源行業(yè)、政府監(jiān)管部門已基本達(dá)成了共識。湖南省政府正牽頭制定產(chǎn)業(yè)政策和發(fā)展規(guī)劃，力爭在未來五年，將湖南打造成全國領(lǐng)先的儲能產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新中心、儲能產(chǎn)業(yè)制造中心和儲能產(chǎn)業(yè)應(yīng)用中心。

未來，湖南儲能產(chǎn)業(yè)規(guī)劃還將從四方面著手：一是明需求，分情景明確儲能需求總量、結(jié)構(gòu)、空間分布等；二是擬方案，擬定儲能技術(shù)路線、儲能規(guī)模、儲能布局等；三是做比選，比較不同儲能方案優(yōu)劣，提出推薦方案；四是提舉措，提出儲能商業(yè)模式建議、配套政策措施等。

共享儲能發(fā)展建議

一是完善政策標(biāo)準(zhǔn)建設(shè)，牢筑產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)。目前儲能在商業(yè)化道路上面臨技術(shù)性、經(jīng)濟(jì)性等多種挑戰(zhàn)，在儲能技術(shù)裝備研發(fā)和應(yīng)用示范、電力市場建設(shè)和儲能價(jià)格機(jī)制等方面缺乏更明確的政策支持與相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)體系的制定。應(yīng)進(jìn)一步完善儲能材料標(biāo)準(zhǔn)體系，推動儲能設(shè)備并網(wǎng)運(yùn)行等相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)和安全規(guī)范的制訂，并針對儲能的主要應(yīng)用場景，編制針對性規(guī)程規(guī)范，提高系統(tǒng)的安全性、可靠性及綜合效益。

二是加強(qiáng)技術(shù)攻關(guān)，促進(jìn)商業(yè)化轉(zhuǎn)換。儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展離不開技術(shù)的創(chuàng)新，目前國家對儲能關(guān)鍵材料、單元、模塊及短板技術(shù)已經(jīng)加大力度攻關(guān)，唯有實(shí)現(xiàn)儲能核心技術(shù)裝備的自主可控，持續(xù)提升產(chǎn)品性能指標(biāo)和市場競爭力才能促進(jìn)整個(gè)儲能產(chǎn)業(yè)高效發(fā)展。《“十四五”新型儲能發(fā)展實(shí)施方案》提出了到2025年電化學(xué)儲能成本降低30%以上的目標(biāo)。過去一年中國鋰電儲能系統(tǒng)招標(biāo)價(jià)格普遍處在1.3-2元/Wh的區(qū)間，按此計(jì)算，下降三成將達(dá)到0.91-1.4元/Wh的水平，技術(shù)降本將成為最主要實(shí)現(xiàn)路徑。

三是加快商業(yè)模式探索，實(shí)現(xiàn)市場化發(fā)展。青海共享儲能探索出的商業(yè)模式已經(jīng)成功運(yùn)作，可在三北地區(qū)廣泛推廣。在新能源消納比例要求高且經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)的中東部地區(qū)，隨著未來輔助服務(wù)市場規(guī)則與電能量市場掛鉤，調(diào)峰、備用與現(xiàn)貨市場實(shí)現(xiàn)聯(lián)合優(yōu)化出清，獨(dú)立儲能可同時(shí)參與中長期交易、現(xiàn)貨、調(diào)峰、備用等多個(gè)電力市場，并為網(wǎng)內(nèi)風(fēng)電、光伏等新能源提供一定容量的租賃服務(wù)，山東已經(jīng)邁出了第一步。

四是打通資本渠道，提升儲能發(fā)展新價(jià)值。隨著多元主體的不斷加入，共享儲能商業(yè)模式要想探索出一條長遠(yuǎn)可行的道路，更需要構(gòu)建多元化、多渠道、多產(chǎn)品的融資體系，開創(chuàng)新型金融服務(wù)模式，形成一批可復(fù)制、可推廣的產(chǎn)融結(jié)合模式，積極融入地方經(jīng)濟(jì)社會發(fā)展，實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益、社會效益、生態(tài)效益的有機(jī)統(tǒng)一。

原標(biāo)題： 一文深度了解共享儲能