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隨著建立以新能源為主的新型電力系統(tǒng)深入推進與貫徹落實，新能源行業(yè)迎來飛躍式發(fā)展，逐漸成為中國經(jīng)濟發(fā)展的新動力。根據(jù)國家能源局于近期發(fā)布的2022年全國電力工業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，截至2022年12月底，全國累計發(fā)電裝機容量約25.6億千瓦，同比增長7.8%。其中，風電裝機容量約3.7億千瓦，同比增長11.2%；太陽能發(fā)電裝機容量約3.9億千瓦，同比增長28.1%。新能源行業(yè)的快速發(fā)展也是一把雙刃劍，讓新能源消納與電網(wǎng)調峰壓力日益突出，對新型電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行帶來了更加嚴峻的挑戰(zhàn)。

在此背景下，“新能源＋儲能”成為解決問題的主流手段。不過儲能由于造價高，經(jīng)濟性差等弊端逐步凸顯。最近兩年，作為新型儲能的創(chuàng)新型商業(yè)模式，共享儲能呈異軍突起之勢，其以調度運行更高效、經(jīng)濟效益更凸顯、運營路徑可持續(xù)等優(yōu)勢，成為促進新能源配置儲能高質量發(fā)展的重要途徑。

共享儲能的春天來了

隨著新型電力系統(tǒng)加快構建，全國多地將配建儲能作為新能源并網(wǎng)或核準的前置條件，通常要求新能源項目配置5-20%、1-2小時的儲能，從而增加調節(jié)能力、促進新能源消納。由于新能源初始投資增加、儲能設備質量不高、實際運行效果不及預期，新能源自配儲能模式持續(xù)引發(fā)行業(yè)爭議。2021年國家發(fā)改委在《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》中，提出鼓勵探索建設共享儲能，開啟了儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展新業(yè)態(tài)。

據(jù)了解，“共享儲能”概念最早由青海省于2018年提出，青海省將共享儲能的充放電模式由每日“一充一放”調整為“多充多放”，通過提高儲能電站利用率來實現(xiàn)經(jīng)濟收益。根據(jù)不完全數(shù)據(jù)顯示，2022年，全國共享儲能報備項目數(shù)目一度出現(xiàn)“井噴”，陜西、山東、浙江、河北、四川成都、安徽、廣西、湖南、青海、河南等十省市先后公布新型儲能示范項目216個，規(guī)模合計22.2GW/53.8GWh，其中新增的共享儲能項目達到38GWh。近日，國網(wǎng)安徽經(jīng)研院針對共享儲能發(fā)展模式開展研究分析，認為共享儲能與新能源自配儲能相比，具有易于調度、質量可控、收益多元等多重優(yōu)勢。

同時，基于輔助服務市場、現(xiàn)貨市場逐步開放和完善，2023年，共享儲能發(fā)展或將迎來爆發(fā)“前夜”。“實踐表明，共享儲能模式既可為電源、用戶自身提供服務，也可以靈活調整運營模式實現(xiàn)全網(wǎng)共享儲能，從而為新能源消納、電力電量平衡和電網(wǎng)運行安全提供強有力保障。”曾有國網(wǎng)青海省電力調度控制中心相關負責人在接受媒體采訪時表示。

共享儲能項目有望解決消納問題

理論上講，各地統(tǒng)一要求“強配”儲能，主要是為了解決風光難以消納的問題。

但新能源強配儲能造成社會投資浪費。根據(jù)國家發(fā)改委數(shù)據(jù)顯示，2021年投運的儲能電站整體運營時段平均利用小時數(shù)只有483小時，配置儲能的新能源電站仍按常規(guī)新能源電站方式調度。因此，現(xiàn)在更多的新能源發(fā)電站將目光投向了共享儲能電站，這在一定程度上，能夠解決消納問題，并為廠商降低投資成本。

例如去年年底，寧夏電投100MW/200MWh共享儲能示范項目實現(xiàn)并網(wǎng)。該項目是國內首個液冷儲能的電力電子化應用，也是國內首批百兆瓦級液冷儲能項目之一，采用科華數(shù)能先進的S³液冷儲能系統(tǒng)方案，一定程度上可以解決當?shù)貙帠|新能源大基地新能源接入電網(wǎng)的消納問題，此外可以給電網(wǎng)提供調峰服務，提高電網(wǎng)穩(wěn)定性。同時，作為輔助調峰、調頻的樞紐站，該項目年調峰能力可達8000萬千瓦時以上，相當于10萬戶居民一年的生活用電量。同時，該項目也可為電網(wǎng)提供事故備用、黑啟動、需求響應支撐等多種輔助服務，對加快推進大規(guī)模儲能在電力調峰及可再生能源電源并網(wǎng)中的應用具有重要意義，為持續(xù)推進新型儲能建設提供重要參考。

不僅如此，科華數(shù)能的共享儲能電站與市面其他儲能電站相比，采用了液冷的先進制冷技術，為系統(tǒng)設計了三級消防、三級防爆、三級絕緣監(jiān)測等領先的解決方案，并且針對每一簇電池進行精細化管理控制，確保整個儲能電站的安全、高效運行。

共享儲能經(jīng)濟性更強收益性更穩(wěn)

說到儲能發(fā)展，其面臨最大的阻礙是收益問題，新型儲能項目只有滿足投資回報率才能通過投資決策。投資費用、運營費用、收入的估算和技術路線的選擇對投資回報率有較大的影響，一般儲能電站的成本回收均需要十年左右時間。

但共享儲能在經(jīng)濟性方面具有明顯優(yōu)勢。穩(wěn)定共享儲能電站收益來源、建立可持續(xù)的商業(yè)運營路徑，是共享儲能模式推廣應用的關鍵。通過規(guī)?；少弮δ茉O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。

共享儲能不僅具有成本優(yōu)勢，還可通過充分利用多個新能源場站發(fā)電的時空互補特性，降低全網(wǎng)儲能配置容量。“按照服務全網(wǎng)調節(jié)需求，共享儲能設施利用率可提升5-7%。也就是說，100MW/100MWh共享儲能電站的實際等效配置容量可達105MW/105MWh，增加的5MW/5MWh儲能，相當于當前浙江省典型50MW光伏電站自配的10%儲能。”國網(wǎng)安徽經(jīng)研院新能源與儲能領域專家沈玉明曾向媒體解釋說。隨著技術進步疊加規(guī)模效應，共享儲能度電成本在“十五五”期間將接近抽蓄水平。

共享儲能以電網(wǎng)為紐帶，將獨立分散的電網(wǎng)側、電源側、用戶側儲能電站資源進行全網(wǎng)的優(yōu)化配置，交由電網(wǎng)進行統(tǒng)一協(xié)調，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。共享儲能模式不僅有利于促進新能源電力消納、縮短投資回收周期，提高項目收益率，而且有利于促進儲能形成獨立的輔助服務提供商身份。

就以科華數(shù)能先進的S³液冷儲能大規(guī)模儲能電站來看，其主要收益點，一方面來自其他新能源廠區(qū)的租賃費用，另一方面來自于為電網(wǎng)提供調峰輔助服務帶來的收益。假設容量租賃和調峰輔助服務各占50%，租賃價格按照350元/kW，調峰輔助服務按照示范項目0.8元/kWh，項目初始投資1.8元/Wh，年運行300天，則5年便可收回投資成本。

原標題：共享儲能或將迎來爆發(fā)前夜？