共享储能井喷增长背后-北极星储能网

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储能可用于电源侧、电网侧、用户侧和辅助服务调频等。GGII调研显示，2021-2025年中国的储能复合市场增速超60%。目前，电源侧储能尚靠政策驱动，电源侧政策性“配储”一度成为“通行模式”。

（本文来源：微信公众号“高工储能”ID:weixin-gg-ess 作者：高工观察）

但这种“配储”模式往前推进，很快就让电源侧很苦闷。因为当前光伏电站“配储”的项目盈利模式发展并不成熟。不少电源侧投资者很快发现储能电站拉低了整个项目的盈利率，因此这些投资者大都抱有不乐观的态度，“配储至少要保证不亏钱，才有动力去做。”

因为单独配储能电站的利用小时数比较低，那么无形中增加了项目的投资成本。政策性“配储”一定程度上成为了新能源发电项目开发或者扩产的“拦路虎”。

共享储能发展模式可以共享储能容量、提高区域内储能系统利用水平。有企业人士也谈到，相对于“配储”，共享储能更能让人接受。

共享储能指的是，将各个电源侧、电网侧、用户侧资源整合起来，在为电源、用户提供服务的同时，灵活调整控制模式，实现储能资源多方共享，让源网荷各方储能能力全面释放。

青海率先吃“第一口螃蟹”，成功探索一套共享储能模式。据了解，2019年4月，青海国网电力投建鲁能海西州多能互补集成优化示范工程，正式探索“共享储能”。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。

这是共享储能的重要 “范例”之一。有了这次尝试之后，2021年以来，共享储能迎来井喷式增长。

2021年，全国共有84个共享储能项目通过备案或公示，主要分布在内蒙古、湖北、山西、宁夏、甘肃、河北、山东、陕西、河南等9个省份，项目总规模超12GW/24GWh。2022年至今, 共享项目也动作频频。

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共享储能可大幅下降成本

共享储能方式可以实现三方共赢：电源侧增加发电量，减少“弃光率”，电网提高了新能源的消纳，储能电站获得更优盈利模式，更好缓解了用户用电紧张。

比如，一个50MW/100MWh的储能电站和多个新能源发电企业“合作”，电站的发电高峰时段，有部分弃光量，利用储能电站存储，在发电低谷时，储能电站释放电能。如果市场化交易范围继续扩大，共享储能可通过1对N的市场化交易获得盈利。

目前全国共享储能生态圈正在逐步加速布局。但对于共享储能来说，明确收益来源是最重要的。

截至2022年2月，全国首个共享试点城市——青海2座共享储能电站，总容量为8.2万KW/16.4万KWh，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。

国网青海电力在国内首次将储能电站作为独立主体纳入电力辅助服务市场，提出了双边协商、双边竞价市场化交易模式及单边调用交易模式。它的盈利模式，主要是把各新能源电站高峰时间多余的电量存储起来，然后在市场化原则下，按需分配，实现了资源共享、削峰填谷。

但这个结果并不是一蹴而就的。

2021年2月份，国网青海电力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。调整后，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”，大幅提升储能电站利用率。

目前共享储能的盈利模式主要是新能源配额租赁、现货市场和容量补偿。在储能交易市场上，总体原则要按照“谁受益谁支付”规则传导相关费用。有专家测算，国内共享储能大概可以降低成本高达30%。

共享储能除了需要采用安全可靠的储能产品，也需要配合成熟的交易策略。当前相关政策还不太明朗，需要更多市场主体参与进来，共同推动标准的制定和政策的完善。专家提出，共享储能未来需要在政策和技术上有进一步体现。

共享模式将在GWh大市场中进一步成熟

共享储能可以作为第三方投资的集中式独立储能电站，以电网为纽带，将分散在电网侧、电源侧、用户侧储能资源整合并优化配置。如何实现储能资源统一协调地服务于整个电力系统是重中之重。

有观点认为，共享储能可安装于发电侧、电网侧和用户侧，收益来源不尽相同，但目前的收益率大多依赖于行政文件，下一步应该思考如何走向市场化。

共享储能把储能资源释放给整个电力系统，提供电网调频调峰、平衡输出、缓解电力波动作用，电站作为电网侧储能电站纳入电网侧统一调控，实施精准的充放电控制，让电力系统更具柔性调节能力。但在一些专家看来，目前共享储能电站的信息化融合能力仍然欠缺，亟待提升。

此外，还有专家坦言，如何让共享储能在电力现货市场中，发挥灵活快速调节的特性，充分发挥“蓄水池”的功效，也是问题的关键之一。

目前，共享储能可以运用区块链技术解决一些难题，比如现行的新能源和储能辅助服务交易模式缺少受限判据及交易撮合依据，以及无法有效计算充放电效率、电量损失及违约失信和交易清分结算量大等，从而提升能源消纳交易的效率和透明度。

但如何将储能装置进行高效聚合调控，在保证用户使用的前提下，迅速使其为电网提供调频、紧急功率支撑等服务，并获取电网支付的储能服务使用费，并不是一个简单的问题。

不久前，清华大学能源互联网研究院发布了一种基于共享的新型储能商业模式：云储能。据该研究院介绍，云储能是一种基于已建成的现有电网的共享式储能技术，使用户可以随时、随地、按需使用由集中式或分布式的储能设施构成的共享储能资源，并按照使用需求而支付服务费。

近年来，海外也在探索社区储能新模式，或许可以给国内带来更多思路。2021年2月，澳大利亚的运营商部署社区电池储能，与能源零售商和其他可能参与的能源市场服务提供商建立合作关系。同年，纽约州州长也宣布一项布局太阳能项目计划。电力用户在当地可以通过使用太阳能发电获得信用积分以抵消部分电费账单。

“探索不止，攀登不息。”未来，国内追求的盈利模式更完善、共享协调更顺畅的共享储能模式，将在超GWh的大市场的驱动下，进一步走向成熟。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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