共享储能发展历程与应用现状

许程

（中国广核集团新能源控股有限公司科技创新中心）

0 引言

根据中关村储能产业技术联盟发布的《储能产业研究白皮书2022》显示，2021年新增百兆瓦级项目（含规划、在建、投运）78个，规模共计26.2GW，超过2020年同期的9倍，储能产业迎来了发展的高峰期。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的共享储能电站模式迎来了发展机遇。

1 共享储能的含义

2022年2月10日国家发改委、能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》中指出：创新新型储能商业模式，探索共享储能、储能聚合等商业模式应用。该方案中明确提到了共享储能，共享储能即储能资源不专属于某一新能源场站或电网，而是以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源整合，并统一协调服务于网内所有新能源站，推动源网荷各端储能能力全面释放[1]。

在储能服务于新能源发展的早期，新能源配套储能的应用是较常规的做法，在实际运行中，这一做法商业模式简单，运营不经济。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。

共享储能的“共享性”打破了原有储能应用的界限，为储能发展提供了新路径，有利于提高项目收益率，缩短投资回收周期[2]。共享储能的优势主要体现在以下三个方面：

一是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降低。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。

二是有利于促进储能作为独立的辅助服务提供商的身份，作为新型储能电站，可以向传统储能电站（例如抽水蓄能水电站）一样，参与电力交易和辅助服务市场，发挥功率调节作用，促进电力供需匹配，提升系统调节支撑能力。

三是共享资源利用，以电网为桥梁和纽带，可为多个新能源电站提供服务，既可以是储能能力租赁，满足强配储能有关要求，也可以是双边交易，促进新能源电站增发电量、提升新能源消纳比例。

2 共享储能的发展与应用现状

共享储能最早从青海省开始尝试，2018年青海电网在国内率先提出共享储能这一概念。青海电网以电网为依托，将电源、用户和电网三方储能资源进行全网优化配置，在满足电源、用户自身储能需求之余，灵活调整运营模式实现全网储能共享。在这一新模式下，当新能源电量无法全额消纳时，富余电量由共享储能系统吸收存储，待电网有接纳空间时，系统释放所存储的电量，从而有效促进新能源消纳，电网调峰能力也得到进一步增强。

要真正实现储能资源共享共用的目标，关键在于构建储能企业和新能源发电企业之间的市场化交易机制。《青海电力调峰辅助服务市场运营规则》和《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》的发布，为共享储能市场化交易提供了规范。2019年4月21日至30日，青海电力在国内首次组织开展了共享储能调峰辅助服务市场化交易试点工作。2019年12月26日，国内首个市场化运营电网侧共享储能电站——美满共享储能电站在青海省格尔木市正式开工建设，首期64kWh储能项目已于2020年11月并网。

截至2022年2月底，青海共有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kWh，总放电量8134万kWh，累计增发新能源电量10127万kWh，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[3]。

共享储能的发展与储能领域相关政策的支持密不可分。截至2022年6月，全国已有十余省市正式对外公布了储能发展规划，规划的新型储能总装机规模已达67.7GW（全国各地“十四五”能源规划汇总如表1所示）。

表1 全国各地“十四五”能源规划汇总

目前，已有20余省级行政区和若干市级政府出台新能源配储规定，储能项目规划不断涌现，随着电化学储能技术的突破，大规模储能项目迅速增多，越来越多的区域开始尝试建设共享储能电站，共享储能电站进入较快速发展阶段，部分共享储能电站项目如表2所示。

表2 部分共享储能电站项目

当前，共享储能电站项目的开发步伐正在逐渐加大，如何实现盈利，已经成为目前共享储能电站发展过程中亟待解决的问题。2021年7月23日，国家发改委、国家能源局正式印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。2021年8月10日，国家发改委、国家能源局印发了《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》，对新能源企业购买调峰储能能力、自建或合建调峰资源等内容，作出了明确的制度安排，并允许调峰资源进行市场化交易。这为共享储能模式的推广和应用提供了根本遵循。

2022年5月，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，提出加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务。目前，各省都在积极探索独立储能的盈利机制。从各省情况来看，山东独立储能电站收益来源主要为容量租赁费用、电力现货市场、容量电价补偿等，储能租赁费用，因可视同可再生能源储能配额，租金水平为300～600元/kW不等，调峰补偿标准为200元/MWh，预计年调峰小时数1000h。宁夏独立储能电站的盈利模式以“储能容量租赁+调峰辅助服务”收入为主，宁夏回族自治区2022年、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。山西独立储能电站的收益来源以参与电力市场现货交易+辅助服务（一次调频）为主，独立储能电站可通过市场竞价的形式为系统提供一次调频辅助服务，独立储能可根据其性能、里程获取相应收益。湖南独立储能电站的盈利模式为“储能容量租赁+调峰补偿+电费收益”收入为主，根据深度调峰的相关规定，调峰补偿单价由市场竞价决定，报价上限为500元/MWh。

共享储能商业运营模式还处于一个探索阶段，大多数共享储能项目收益依赖容量租赁和调峰辅助服务的补偿，其盈利模式单一，收益有限。此外，现有储能交易方式存在信息不透明、结算方式复杂等问题，难以满足未来共享储能的多主体同时交易的需求。理论上讲，共享储能电站可以提供多种服务，实现多重收益，包括帮助新能源场站实现弃电增发、减免考核，为系统提供调峰、调频、黑启动服务，参与电力现货市场交易等。因此推动储能以独立市场主体身份参与各类电力市场，并制定相关市场结算机制，有利于储能电站实现长效稳定发展。例如，容量电费的设置是对共享储能电站提供调峰备用容量价值的肯定，可在一定程度上确保储能电站的收益，激励社会资本的投资积极性[4]。

3 共享储能发展趋势

目前的共享储能更多的是共享集中式储能，未来的共享储能则可能将分散式储能（可以包括电动汽车、移动储能等形式）也纳入进来，形成共享机制。这种储能模式在传统电网物理架构上，利用数字化先进技术，将原本分散的储能装置集中到云端，用云端的虚拟储能容量来代替实体储能，最终形成以大规模的储能设备为主要支撑，以分布式的储能资源为辅助，可以综合利用集中式的储能设施或聚合分布式的储能资源为用户提供储能服务。通过这种模式可以把不同类型的储能资源进行整合，开展协同优化运行控制，实现储能资源的灵活调动和合理利用，同时可以充分利用用户的储能使用需求在时间上的互补性，降低储能设施的总容量，节约投资成本[5]。