天天资讯：“共享储能”

储能的作用：一个是削峰填谷，二是虚拟同步，三是准确控制性，四是响应电网的指令和控制负荷。就是说光伏和风电预测不准确的时候，储能可以补上去，平滑风、光功率输出功能、跟踪计划发电功能、参与系统调频功能等等。

我们都听过共享单车，共享充电宝，和它们类似的共享储能在近两年越来越多出现在人们的视野。所谓“共享储能”，就是以电网为纽带，将某个区域的独立分散电网侧、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。此处的某一个区域一般是以省为单位，因为我国省和省的电网是高度独立的；能量交换非常少。

相对的，独立储能就是为单一场景服务，例如为某个光伏电站配套，或者某个工厂削峰填谷等。独立储能服务较为单一，受制收益方式有限，经济性往往很难最大程度发挥。

(相关资料图)

独立储能指的是独立储能电站。其独立性体现在可以以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受位置限制。《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》对独立储能给出官方定义，即具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。

共享储能本质上为独立储能运营的一类商业模式。“共享储能”概念最早由青海省于2018年提出，青海省将共享储能的充放电模式由每日“一充一放”调整为“多充多放”，通过提高储能电站利用率来实现经济收益。共享储能是由第三方或厂商负责投资、运维，并作为出租方将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给目标用户的一种商业运营模式，秉承“谁受益、谁付费”的原则向承租方收取租金。用户可以在服务时限内享有储能充放电权力来满足自身供能需求，无需自主建设储能电站，大幅减低原始资金投入。第三方投资建设的集中式大型独立储能电站将原本仅服务于单一个体的储能服务于多个个体，通过科学地协调控制，为用户提供有效服务。

2021年以来，山东、湖南、浙江、内蒙等多个省份陆续出台了储能建设指导意见，鼓励投资建设共享（独立）储能电站，研究建立电网替代性储能设施的成本疏导机制，采用政策倾斜的方式激励配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，共享储能概念得到进一步推广和外延。

独立储能电站中“独立”是指与之前与新能源或者火电厂联合方式的区别，是一个身份的确认；而“共享”强调一种商业模式，由单线条变成了网络互联的模式。

储能的商业模式原来电源侧是自己用的，它是装在电源侧，但2019年6月份移到了电网侧由电网统一调度，叫共享储能，共享储能就由电网调度。“共享储能”商业模式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，多点位集中式的中大型储能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。

央视推荐的“共享储能”

今年2月份，国网青海电力正式将共享储能电站由此前实施的“固定晚高峰”充放电模式调整为“按断面负载率”充放电模式。调整前，共享储能电站通常只在午间光伏大发时段充电，在18时用电高峰开始放电，每日最多实现一次满充满放。应用该公司研究的新充放电模式后，结合海西、宁月塔青新能源送出通道负载状况，储能电站在通道满载时开始充电，负载率小于等于80%时开始放电，充放电模式由此前的每日“一充一放”转变为“多充多放”“浅充浅放”，大幅提升了储能电站的利用率。

“共享储能”的优点及落地可行性参考

4月21日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》(以下简称《征求意见稿》)。《征求意见稿》提出，目标到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，新型储能装机规模达3000万千瓦以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。

“共享储能”，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的优化配置，交由电网进行统一协调，推动源网荷各端储能能力全面释放。共享的商业模式目前在各省的储能项目中都有所设计，它的优点也可以归纳成三点：一、通过共享储能的模式，有利于促进新能源电量消纳；二、共享储能有利于提高项目收益率，能够缩短投资回收周期；三、有利于促进储能形成独立的辅助服务提供商身份。

“共享储能”落地运营建议：

(1)储能电站的投资主体宜以第三方资本为主，兼以考虑当地政府、民营资本，甚至适当众筹模式，以灵活、机动的方式激发储能电站的运营活力；

(2)吉瓦级、数吉瓦级储能电站投运后，可以服务于光伏发电企业，减少弃光率，提高光伏电站调频能力，便于应对电网考核细则，减免高额惩罚；

(3)储能电站规模化应用，离不开运行、控制以及消防、安全、运维等系列标准保驾护航，应进一步借鉴、制定相应的标准体系；

(4)储能电站投运后，可以带来可观的碳排放收益，应尽早对碳排放进行货币价值化评估，进行有效的成本效益分析。

总体而言，共享储能可以在以下三个方面发挥价值：

1）有利于促进新能源的消纳，新能源电站多发的电存到储能电站中，晚上需要的时候再释放出来，共享储能在常规储能促进消纳的基础上，能够发挥最大的优势消纳清洁能源。

2）提升项目收益率，能够缩短投资回收周期。

3）利于促进储能作为独立的辅助服务提供商的身份。

1）容量租赁 容量租赁给新能源场站，获取租金。

2）电力现货市场参与现货市场，获取峰谷价差。

3）辅助服务收益（调峰调频等），一般参与深度调峰服务。

4）容量电价补偿（部分地区探索建立针对储能电站的容量电价机制）短期难以确立。

2019年4月，国网青海电力新能源建设重点项目——鲁能海西州多能互补集成优化示范工程储能电站进行了共享储能交易试运营。项目储能电站的规模达到50MW/100MWh，这是全国首座接入大电网的共享式储能电站。该“共享模式”跳出单个电站的独享储能方式，将储能电站通过市场化交易为多个市场主体提供电力辅助服务。截至2019年11月，青海省共享储能电站已累计实现增发新能源电量1400余万千瓦时，储能电站利用率高达85%，较之前储能利用率提升约5%。

2021年是新型储能政策年，国家政策、省级政策陆续出台。储能政策的大力支持，更深刻的意义在于通过发展储能，增加光伏和风电等可再生能源的装机并网规模，最终实现“3060”双碳目标。

2021年以来，国家“十四五”纲要规划、《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》等国家政策均有明确鼓励探索建设共享储能；其中国家”十四五“规划更是提出：鼓励社会资本等各类投资主体投资各类电源、储能及增量配电网项目，或通过资本合作等方式建立联合体参与项目投资开发建设。

2021年10月，湖南省发改委印发《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》，提出积极推动电网侧储能合理化布局，以建设大规模集中式共享储能为主，统筹项目选点，优先在新能源资源富集的地区建设一批电网侧独立储能项目。

据不完全统计，2021年备案的共享储能项目达85个，总建设规模超12GW/24GWh。

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，其他省市均在个位数。

2022年3月21日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，方案明确探索推广共享储能模式。鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。同时，要求加大“新能源+储能”支持力度。

在新能源装机占比高、系统调峰运行压力大的地区，积极引导新能源电站以市场化方式配置新型储能。对于配套建设新型储能或以共享模式落实新型储能的新能源发电项目，结合储能技术水平和系统效益，可在竞争性配置、项目核准、并网时序、保障利用小时数、电力服务补偿考核等方面优先考虑。

共享储能的发展和电力市场的发展紧密相关，我国电力辅助服务市场尚处于初级阶段，目前仍没有针对电网侧储能或电网侧共享储能的具体政策。但是，考虑到新能源的消纳需求和电网侧储能的优势，电网侧共享储能的爆发不会太遥远。

在技术层面，区块链，物联网技术的发展，有力地支持了共享储能的落地。海西多能互补示范工程是国网青海电力共享储能建设重点项目，依托国内最大能源区块链公共服务平台——“国网链”，国网青海电力实现区块链技术在共享储能业务场景的数字化赋能，并开辟了我国首个区块链共享储能市场。同时信息化技术正在加速储能电站的运维升级进程。储能电站融入数字技术，有助于提高储能电站运维水平，降低故障率，间接提高经济性。共享+数字化，极有可能成为储能产业未来发展的重要模式。

需要提醒的是，目前国内共享储能需求，主要集中在电源侧和电网侧，用户侧主要是利用峰谷价差盈利。

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。