共享储能模式大有可为 商业化运营前景可期！

2021年下半年以来，安徽省内大型储能电站建设提速，安徽省首个电网侧储能电站金寨县100兆瓦/200兆瓦时储能示范项目于10月开工，淮北、肥东等地也已有储能电站项目计划今年布局，均希望采用共享模式实现商业化运营。

（作者：国网安徽省电力有限公司经济技术研究院 张理、王宝、任曦骏）

随着新型电力系统加快构建，全国多地将配建储能作为新能源并网或核准的前置条件，通常要求新能源项目配置5-20%、1-2小时的储能，从而增加调节能力、促进新能源消纳。由于新能源初始投资增加、储能设备质量不高、实际运行效果不及预期，新能源自配储能模式持续引发行业争议。2021年国家发改委在《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中，提出鼓励探索建设共享储能，开启了储能产业发展新业态。

近日，国网安徽经研院针对共享储能发展模式开展研究分析，认为共享储能与新能源自配储能相比，具有易于调度、质量可控、收益多元等多重优势，安徽省“十四五”共享储能模式市场空间广阔，对新能源企业更具低成本支出吸引力，但共享储能模式在全省推广应用仍需更加完善的市场机制和配套政策。

优势多元化多地开启共享储能示范试点

“共享储能”概念最早由青海省于2018年提出，是第三方投资的集中式独立储能电站，通过以电网为纽带，将分散的电网侧、电源侧、用户侧储能资源整合并优化配置，实现储能资源统一协调地服务于整个电力系统。2019年4月全国首个共享储能电站在青海试运营，2021年以来，湖南、山东、浙江等多个省份加快共享储能试点示范应用，推动电源侧和电网侧储能资源共享。

相较于新能源自配储能的分散式发展方式，共享储能具有调度运行更高效、安全质量更可控、经济效益更凸显等多重优势。

目前新能源自配储能主要是为满足竞争性配置要求，由于配建储能将增加新能源企业初始投资压力，新能源企业倾向于选择性能较差、成本较低的储能产品，导致新能源自配储能“不敢用、不愿用、不能用”现象。共享储能通过集中式统一建设，便于对建设标准、设备参数、安全性能规范管理，有效减少新能源自配储能设备质量参差不齐、技术性能难以保证、安全隐患风险较大等问题，且电站规模多在百兆瓦级及以上、配置时长不低于2小时，也有助于电网调度管理。

此外，共享储能在经济性方面也有明显优势。“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。”合肥工业大学管理学院副研究员李兰兰说道。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。“按照服务全网调节需求，共享储能设施利用率可提升5-7%。也就是说，100MW/100MWh共享储能电站的实际等效配置容量可达105MW/105MWh，增加的5MW/5MWh储能，相当于当前全省典型50MW光伏电站自配的10%储能。”国网安徽经研院新能源与储能领域专家沈玉明解释说。随着技术进步叠加规模效应，共享储能度电成本在“十五五”期间将接近抽蓄水平。

共享即共赢共享储能商业化运营加速落地

稳定共享储能电站收益来源、建立可持续的商业运营路径，是共享储能模式推广应用的关键。国家明确鼓励新能源企业通过自建或购买储能调峰能力来履行消纳责任，因此新能源企业可向共享储能电站购买一定比例储能容量、按年支付租金。以典型共享储能电站100MW/200MWh与50MW光伏电站建立储能容量租赁协议为例，考虑光伏电站自建15%储能、购买共享储能按照同等容量配置，经测算，光伏电站自建储能折合年均固定成本约213万元/年，共享储能电站对单个光伏电站收取的租金约200万元/年。“为满足竞争性配置要求，按照同等配置储能容量，新能源企业自建储能投资成本高于向共享储能购买容量所付租金水平，这样新能源企业更倾向于购买共享储能容量，而租金收入也为共享储能电站提供了稳定的成本回收渠道。”国网安徽经研院副院长朱刘柱说。

除向新能源企业收取租金外，共享储能还可参与各类电力市场获取相应收入，用于弥补运行成本。现阶段安徽省内共享储能电站可参与调峰辅助服务市场，随着市场机制逐步完善，下阶段可通过参与更多市场提升项目经济性。“我们按照电力行业8%基准收益标准测算，共享储能仅参与调峰辅助服务市场时，项目暂不具备经济性。后续随着省内电力现货市场运行，共享储能电站通过参与调峰、现货等市场，叠加租金收入，收益率有望达到8%以上。”朱刘柱补充道。

安徽省“十四五”能源电力规划即将发布，将提出“十四五”风电、光伏装机规模目标，预计“十四五”安徽新能源仍将快速发展，电力系统平衡调节能力不足与新能源倍增发展矛盾更加突出。国网安徽电力将积极营造共享储能发展环境，配合政府做好辅助服务市场完善和省内电力现货市场建设，扩大共享储能收入来源，助力共享储能模式加快落地，更好服务构建以新能源为主体的新型电力系统。