同济共享！一文深度了解共享储能
发布日期：2022/12/28
1 共享储能发展历程
（一）储能的概念
储能即能量的存储。根据能量存储形式的不同，广义储能包括电储能、热储能和氢储能三类。其中，电储能是最主要的储能方式，按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种技术类型。电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。
抽水蓄能是当前最为成熟的电力储能技术，主要用于电力系统削峰填谷、调频调相和紧急事故备用等。抽水蓄能也是目前装机量最大的技术，占全球储能累计装机规模的 90%以上；但受地理选址和建设施工的局限，抽水蓄能未来发展空间有限。
电化学储能是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术。相比抽水蓄能，电化学储能受地理条件影响较小，建设周期短，可灵活运用于电力系统各环节及其他各类场景中。
（二）储能的作用
国家发展改革委、国家能源局等五部门早在2017年印发的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》中，就明确提出，储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网+”智慧能源的重要组成部分和关键支撑技术。
在新型电力系统建设中，储能是解决新能源发电和负荷用电时空不匹配的最佳手段，相当于“蓄水池”，它能够将电力生产和消费在时间上进行解耦，使得传统实时平衡的“刚性”电力系统变得“柔性”。
总的来看，在电力系统中，储能主要应用在电网输配与辅助服务、可再生能源并网消纳、分布式及微网以及用户侧等场景中。在电网输配和辅助服务方面，储能技术主要作用分别是电网调峰、加载以及启动和缓解输电阻塞、延缓输电网以及配电网的升级。在可再生能源并网消纳方面，储能主要用于平滑可再生能源输出、吸收过剩电力减少“弃风弃光”以及即时并网。在分布式及微网方面，储能主要用于稳定系统输出、作为备用电源并提高调度的灵活性。在用户侧，储能主要用于工商业削峰填谷、需求侧响应以及能源成本管理。
（三）新型储能
新型储能是什么？2021年6月22日，国家能源局发布了最新储能政策《新型储能项目管理规范(暂行)(征求意见稿)》指出，新型储能项目是除抽水蓄能外的以输出电力为主要形式的储能项目。
根据CNESA前瞻产业研究院2014-2020年统计数据来看，我国新型储能的结构占比仍较小，新型储能中电化学储能为主要储能方式，而其中以锂离子电池为主，占比达88.8%。因此，本文所述“新型储能” “共享储能”“独立储能电站”，均指以锂离子电池为主要存储单元的电化学储能电站。
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共享储能提出
“共享储能”概念最早由青海省于2018年提出，是指由第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，除了满足自身电站需求外，也为其它新能源电站提供服务；电站通过双边协商、双边竞价及单边调用等模式参与电力交易，降低新能源场站弃电量，并参与电力辅助服务市场。
2019年4月，鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程储能电站进行了共享储能交易试运营，市场化模式打破了单个电站独享模式，为“共享储能”提供了解决方案。
鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程坐落于青海省海西州格尔木市，项目总装机容量700兆瓦，其中光伏200兆瓦、风电400兆瓦、光热50兆瓦、储能50兆瓦，配套建设330千伏汇集站和国家级多能互补示范展示中心（又称“丝路明珠”）一座。
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共享储能政策环境
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。
国家层面。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》，提出到2025年，新型储能装机规模达3000万千瓦以上；同时，明确新型储能独立市场主体地位。
现货市场环境下，独立储能电站获利方式将更加灵活。调频市场和电能量市场可以二选一，储能电站可以根据对于市场的预判灵活选择对自己最有利的交易品种。以山东为例，调频市场价格上限已从8元/兆瓦提高至12元/兆瓦。电能量市场日最高电价价差已经超过1元/千瓦时，远高于上一年的调峰补偿标准0.2元/千瓦时，套利空间更大。
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共享储能优势分析
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。从各省实践来看，共享储能模式因其优势多元、模式共赢，越来越多地得到市场认可。
一是优势多元。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。
此外，共享储能还有明显的经济优势。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。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。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。
二是模式共赢。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。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，提升项目经济性。
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共享储能发展现状
据公开信息统计，截止发稿前，内蒙古、湖北、山西、宁夏、甘肃、河北、山东、陕西、河南等省均有共享储能备案项目，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。
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共享储能商业模式
纵览全国已推行的共享储能商业模式，大致可以归纳为以下几类：一是为新能源电站提供储能能力租赁服务，获取租赁收益，这也是目前大部分独立共享储能电站最主要的收益来源。二是通过与新能源电站进行双边竞价或协商交易，通过发现储能电站“蓄水池”作用进行“低充高放”，降低新能源电站弃电率，实现双方利益共享和分摊。这主要在青海等新能源消纳形势严峻的省份应用为主。三是通过单边调用，参与电力辅助服务，储能电站获取调峰、调频辅助服务费等，这主要以山东、青海、甘肃等省份为主。四是在电力现货试点省份，通过参与电力现货电能量市场，实现峰谷价差盈利。
来源：西部碳中和新能源网
