共享儲能發(fā)展歷程與應(yīng)用現(xiàn)狀

許程

（中國廣核集團(tuán)新能源控股有限公司科技創(chuàng)新中心）

0 引言

根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟發(fā)布的《儲能產(chǎn)業(yè)研究白皮書2022》顯示，2021年新增百兆瓦級項(xiàng)目（含規(guī)劃、在建、投運(yùn)）78個(gè)，規(guī)模共計(jì)26.2GW，超過2020年同期的9倍，儲能產(chǎn)業(yè)迎來了發(fā)展的高峰期。以共享儲能容量、提高區(qū)域內(nèi)儲能系統(tǒng)利用水平為主要目的的共享儲能電站模式迎來了發(fā)展機(jī)遇。

1 共享儲能的含義

2022年2月10日國家發(fā)改委、能源局印發(fā)的《“十四五”新型儲能發(fā)展實(shí)施方案》中指出：創(chuàng)新新型儲能商業(yè)模式，探索共享儲能、儲能聚合等商業(yè)模式應(yīng)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(wǎng)，而是以電網(wǎng)為紐帶，將獨(dú)立分散的電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)、用戶側(cè)儲能電站資源整合，并統(tǒng)一協(xié)調(diào)服務(wù)于網(wǎng)內(nèi)所有新能源站，推動(dòng)源網(wǎng)荷各端儲能能力全面釋放[1]。

在儲能服務(wù)于新能源發(fā)展的早期，新能源配套儲能的應(yīng)用是較常規(guī)的做法，在實(shí)際運(yùn)行中，這一做法商業(yè)模式簡單，運(yùn)營不經(jīng)濟(jì)。一方面，配建的儲能電站只能為單個(gè)新能源電站提供服務(wù)，利用率低；且在出臺“新能源儲能配額制”的區(qū)域，新能源場站需按固定比例配置儲能，無形中增加了發(fā)電企業(yè)負(fù)擔(dān)。另一方面，服務(wù)于單個(gè)新能源場站的儲能設(shè)施，往往資源分散，管理難度大且運(yùn)營成本高；同時(shí)，分散場站的儲能難以實(shí)現(xiàn)統(tǒng)一調(diào)度與結(jié)算，無法參與多種電網(wǎng)側(cè)輔助服務(wù)，商業(yè)模式很難拓展。

共享儲能的“共享性”打破了原有儲能應(yīng)用的界限，為儲能發(fā)展提供了新路徑，有利于提高項(xiàng)目收益率，縮短投資回收周期[2]。共享儲能的優(yōu)勢主要體現(xiàn)在以下三個(gè)方面：

一是通過規(guī)模化采購儲能設(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)降低。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。

二是有利于促進(jìn)儲能作為獨(dú)立的輔助服務(wù)提供商的身份，作為新型儲能電站，可以向傳統(tǒng)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(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。

三是共享資源利用，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。

2 共享儲能的發(fā)展與應(yīng)用現(xiàn)狀

共享儲能最早從青海省開始嘗試，2018年青海電網(wǎng)在國內(nèi)率先提出共享儲能這一概念。青海電網(wǎng)以電網(wǎng)為依托，將電源、用戶和電網(wǎng)三方儲能資源進(jìn)行全網(wǎng)優(yōu)化配置，在滿足電源、用戶自身儲能需求之余，靈活調(diào)整運(yùn)營模式實(shí)現(xiàn)全網(wǎng)儲能共享。在這一新模式下，當(dāng)新能源電量無法全額消納時(shí)，富余電量由共享儲能系統(tǒng)吸收存儲，待電網(wǎng)有接納空間時(shí)，系統(tǒng)釋放所存儲的電量，從而有效促進(jìn)新能源消納，電網(wǎng)調(diào)峰能力也得到進(jìn)一步增強(qiáng)。

要真正實(shí)現(xiàn)儲能資源共享共用的目標(biāo)，關(guān)鍵在于構(gòu)建儲能企業(yè)和新能源發(fā)電企業(yè)之間的市場化交易機(jī)制。《青海電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則》和《青海電力輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則（試行）》的發(fā)布，為共享儲能市場化交易提供了規(guī)范。2019年4月21日至30日，青海電力在國內(nèi)首次組織開展了共享儲能調(diào)峰輔助服務(wù)市場化交易試點(diǎn)工作。2019年12月26日，國內(nèi)首個(gè)市場化運(yùn)營電網(wǎng)側(cè)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(shè)，首期64kWh儲能項(xiàng)目已于2020年11月并網(wǎng)。

截至2022年2月底，青海共有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kWh，總放電量8134萬kWh，累計(jì)增發(fā)新能源電量10127萬kWh，實(shí)現(xiàn)了新能源企業(yè)與儲能企業(yè)互利共贏，也為我國大規(guī)模儲能建設(shè)運(yùn)營提供了重要借鑒[3]。

共享儲能的發(fā)展與儲能領(lǐng)域相關(guān)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(fā)展規(guī)劃，規(guī)劃的新型儲能總裝機(jī)規(guī)模已達(dá)67.7GW（全國各地“十四五”能源規(guī)劃匯總?cè)绫?所示）。

表1 全國各地“十四五”能源規(guī)劃匯總

目前，已有20余省級行政區(qū)和若干市級政府出臺新能源配儲規(guī)定，儲能項(xiàng)目規(guī)劃不斷涌現(xiàn)，隨著電化學(xué)儲能技術(shù)的突破，大規(guī)模儲能項(xiàng)目迅速增多，越來越多的區(qū)域開始嘗試建設(shè)共享儲能電站，共享儲能電站進(jìn)入較快速發(fā)展階段，部分共享儲能電站項(xiàng)目如表2所示。

表2 部分共享儲能電站項(xiàng)目

當(dāng)前，共享儲能電站項(xiàng)目的開發(fā)步伐正在逐漸加大，如何實(shí)現(xiàn)盈利，已經(jīng)成為目前共享儲能電站發(fā)展過程中亟待解決的問題。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(dòng)新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，鼓勵(lì)儲能作為獨(dú)立市場主體參與輔助服務(wù)市場。2021年8月10日，國家發(fā)改委、國家能源局印發(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》，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。

2022年5月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》，提出加快推動(dòng)獨(dú)立儲能參與電力市場配合電網(wǎng)調(diào)峰，充分發(fā)揮獨(dú)立儲能技術(shù)優(yōu)勢提供輔助服務(wù)。目前，各省都在積極探索獨(dú)立儲能的盈利機(jī)制。從各省情況來看，山東獨(dú)立儲能電站收益來源主要為容量租賃費(fèi)用、電力現(xiàn)貨市場、容量電價(jià)補(bǔ)償?shù)?，儲能租賃費(fèi)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(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為200元/MWh，預(yù)計(jì)年調(diào)峰小時(shí)數(shù)1000h。寧夏獨(dú)立儲能電站的盈利模式以“儲能容量租賃+調(diào)峰輔助服務(wù)”收入為主，寧夏回族自治區(qū)2022年、2023年度儲能試點(diǎn)項(xiàng)目的調(diào)峰服務(wù)補(bǔ)償價(jià)格為0.8元/kWh，年調(diào)用次數(shù)不低于300次。山西獨(dú)立儲能電站的收益來源以參與電力市場現(xiàn)貨交易+輔助服務(wù)（一次調(diào)頻）為主，獨(dú)立儲能電站可通過市場競價(jià)的形式為系統(tǒng)提供一次調(diào)頻輔助服務(wù)，獨(dú)立儲能可根據(jù)其性能、里程獲取相應(yīng)收益。湖南獨(dú)立儲能電站的盈利模式為“儲能容量租賃+調(diào)峰補(bǔ)償+電費(fèi)收益”收入為主，根據(jù)深度調(diào)峰的相關(guān)規(guī)定，調(diào)峰補(bǔ)償單價(jià)由市場競價(jià)決定，報(bào)價(jià)上限為500元/MWh。

共享儲能商業(yè)運(yùn)營模式還處于一個(gè)探索階段，大多數(shù)共享儲能項(xiàng)目收益依賴容量租賃和調(diào)峰輔助服務(wù)的補(bǔ)償，其盈利模式單一，收益有限。此外，現(xiàn)有儲能交易方式存在信息不透明、結(jié)算方式復(fù)雜等問題，難以滿足未來共享儲能的多主體同時(shí)交易的需求。理論上講，共享儲能電站可以提供多種服務(wù)，實(shí)現(xiàn)多重收益，包括幫助新能源場站實(shí)現(xiàn)棄電增發(fā)、減免考核，為系統(tǒng)提供調(diào)峰、調(diào)頻、黑啟動(dòng)服務(wù)，參與電力現(xiàn)貨市場交易等。因此推動(dòng)儲能以獨(dú)立市場主體身份參與各類電力市場，并制定相關(guān)市場結(jié)算機(jī)制，有利于儲能電站實(shí)現(xiàn)長效穩(wěn)定發(fā)展。例如，容量電費(fèi)的設(shè)置是對共享儲能電站提供調(diào)峰備用容量價(jià)值的肯定，可在一定程度上確保儲能電站的收益，激勵(lì)社會資本的投資積極性[4]。

3 共享儲能發(fā)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(dòng)汽車、移動(dòng)儲能等形式）也納入進(jìn)來，形成共享機(jī)制。這種儲能模式在傳統(tǒng)電網(wǎng)物理架構(gòu)上，利用數(shù)字化先進(jìn)技術(shù)，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(shí)體儲能，最終形成以大規(guī)模的儲能設(shè)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(shè)施或聚合分布式的儲能資源為用戶提供儲能服務(wù)。通過這種模式可以把不同類型的儲能資源進(jìn)行整合，開展協(xié)同優(yōu)化運(yùn)行控制，實(shí)現(xiàn)儲能資源的靈活調(diào)動(dòng)和合理利用，同時(shí)可以充分利用用戶的儲能使用需求在時(shí)間上的互補(bǔ)性，降低儲能設(shè)施的總?cè)萘?，?jié)約投資成本[5]。