中國儲能網(wǎng)訊：在“雙碳”目標的牽引推動下，構(gòu)建新型電力系統(tǒng)已成為我國的重要能源戰(zhàn)略之一。然而，高比例可再生能源的間歇性和強不確定性將給電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行帶來嚴峻挑戰(zhàn)。在此背景下，以儲能為代表的靈活性資源的作用將日益凸顯，儲能也被認為是新型電力系統(tǒng)中的關(guān)鍵組成部分。
2月10日國家能源局、發(fā)改委印發(fā)的《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》正式提出到2025年，新型儲能由商業(yè)化初期步入規(guī)?；l(fā)展階段、具備大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用條件。其中電化學儲能技術(shù)性能進一步提升，系統(tǒng)成本降低30%以上。
2月23日《人民日報》刊發(fā)的國家電網(wǎng)辛保安董事長的署名文章《堅決扛牢電網(wǎng)責任 積極推進碳達峰碳中和》，也正式提出積極支持新型儲能規(guī)模化應(yīng)用，力爭到2030年公司經(jīng)營區(qū)電化學儲能由300萬千瓦提高到1億千瓦。作為新能源從業(yè)的一份子我們倍感振奮。
截至2021年底，我國新能源累計裝機已經(jīng)達到6.4億千瓦，新能源發(fā)電量占比正式超過10%這一門檻，同時我國靈活調(diào)節(jié)電源比重依然較低，抽水蓄能、新型儲能等靈活調(diào)節(jié)電源裝機占比不到6%，新能源富集的“三北”地區(qū)靈活調(diào)節(jié)電源不足3%。在“雙碳”背景下，隨著新能源滲透率的進一步上升，對電網(wǎng)穩(wěn)定性、連續(xù)性和可調(diào)性將造成極大影響，亟需新型儲能的規(guī)?；⑸虡I(yè)化發(fā)展?！丁笆奈濉毙滦蛢δ馨l(fā)展實施方案》的出臺，為新型儲能的發(fā)展指明了方向，明確了道路。
其中，國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》，文件提出：“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。”基于新型儲能的規(guī)?；ㄔO(shè)可帶來的一次性投資降本優(yōu)勢、切實發(fā)揮儲能設(shè)施充分參與電網(wǎng)調(diào)度的可行性和便利性，我建議針對新能源項目主張采用集中共享儲能的建設(shè)模式以履行電源側(cè)配置儲能的建設(shè)要求。
共享儲能的由來及優(yōu)勢
共享儲能”概念最早由青海省于2018年提出，是第三方投資的集中式獨立儲能電站，通過以電網(wǎng)為紐帶，將獨立分散的電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)、用戶側(cè)儲能電站資源進行全網(wǎng)的優(yōu)化配置，交由電網(wǎng)進行統(tǒng)一協(xié)調(diào)，推動源網(wǎng)荷各端儲能能力全面釋放。實現(xiàn)儲能資源統(tǒng)一協(xié)調(diào)地服務(wù)于整個電力系統(tǒng)。2019年4月全國首個共享儲能電站在青海試運營，2021年以來，湖南、山東、浙江等多個省份加快共享儲能試點示范應(yīng)用，推動電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能資源共享。
相較于新能源自配儲能的分散式發(fā)展方式，共享儲能具有調(diào)度運行更高效、安全質(zhì)量更可控、經(jīng)濟效益更凸顯、利于促進儲能形成獨立的輔助服務(wù)提供商身份等多重優(yōu)勢。目前新能源自配儲能主要是為滿足競爭性配置要求，由于配建儲能將增加新能源企業(yè)初始投資壓力，新能源企業(yè)傾向于選擇性能較差、成本較低的儲能產(chǎn)品，導(dǎo)致新能源自配儲能“不敢用、不愿用、不能用”現(xiàn)象。共享儲能通過集中式統(tǒng)一建設(shè)，便于對建設(shè)標準、設(shè)備參數(shù)、安全性能規(guī)范管理，有效減少新能源自配儲能設(shè)備質(zhì)量參差不齊、技術(shù)性能難以保證、安全隱患風險較大等問題，且電站規(guī)模多在百兆瓦級及以上、配置時長不低于2小時，也有助于電網(wǎng)調(diào)度管理。
此外，共享儲能在經(jīng)濟性方面也有明顯優(yōu)勢。通過規(guī)?；少弮δ茉O(shè)備和建設(shè)施工，可降低儲能電站成本，減小項目建設(shè)初期投資壓力和未來運營風險。共享儲能不僅具有成本優(yōu)勢，還可通過充分利用多個新能源場站發(fā)電的時空互補特性，降低全網(wǎng)儲能配置容量。“按照服務(wù)全網(wǎng)調(diào)節(jié)需求，共享儲能設(shè)施利用率可提升5-7%。隨著技術(shù)進步疊加規(guī)模效應(yīng)，共享儲能度電成本在“十五五”期間將接近抽蓄水平。
總的來說，“共享儲能”模式充分考慮到了各方需求。對于新能源企業(yè)降低了新能源配套儲能的建設(shè)成本，節(jié)省了儲能設(shè)施的日常運維成本，而且未來能充分享受到電網(wǎng)側(cè)儲能峰谷電價差收益。對于電網(wǎng)企業(yè)多點位集中式的中大型儲能站將有利于配電網(wǎng)的補強、有利于電網(wǎng)對新能源的科學消納?！肮蚕韮δ堋鄙虡I(yè)模式可以推動儲能行業(yè)經(jīng)濟社會效益最大化。
共享儲能的商業(yè)運營模式
穩(wěn)定共享儲能電站收益來源、建立可持續(xù)的商業(yè)運營路徑，是共享儲能模式推廣應(yīng)用的關(guān)鍵。國家明確鼓勵新能源企業(yè)通過自建或購買儲能調(diào)峰能力來履行消納責任，因此新能源企業(yè)可向共享儲能電站購買一定比例儲能容量、按年支付租金。以典型共享儲能電站100MW/200MWh與100MW光伏電站建立儲能容量租賃協(xié)議為例，考慮光伏電站自建10%儲能（2小時）購買共享儲能按照同等容量配置，經(jīng)測算，光伏電站自建儲能折合年均固定成本約230萬元/年，共享儲能電站對單個光伏電站收取的租金約200萬元/年?？梢姙闈M足競爭性配置要求，按照同等配置儲能容量，新能源企業(yè)自建儲能投資成本高于向共享儲能購買容量所付租金水平，這樣新能源企業(yè)更傾向于購買共享儲能容量，而租金收入也為共享儲能電站提供了其中一個較為穩(wěn)定的成本回收渠道。
除向新能源企業(yè)收取租金外，共享儲能電站還可參與各類電力市場獲取相應(yīng)收入，用于彌補運行成本。共享儲能電站可參與電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場，隨著市場機制的逐步完善，下階段可通過參與更多市場提升項目經(jīng)濟性。按照目前新能源行業(yè)6%的基準收益標準測算，共享儲能僅參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場時，項目暫不具備經(jīng)濟性。后續(xù)隨著電力現(xiàn)貨市場運行，共享儲能電站通過參與調(diào)峰、現(xiàn)貨等市場，疊加租金收入，收益率有望達到6%以上。
規(guī)?；l(fā)展共享儲能的尚存在的問題及建議
通過與多家新能源發(fā)電企業(yè)溝通，目前推行共享儲能海存在一些發(fā)展中的問題。列舉如下：
-1- 在政府能源主管部門未出臺關(guān)于共享儲能的實施細則前，發(fā)電企業(yè)擔心通過租賃集中式共享儲能電站容量的合作模式不被認定為企業(yè)完成履行配置儲能的要求，影響新能源項目的及時并網(wǎng)及有關(guān)手續(xù)辦理如電力業(yè)務(wù)許可證等。
-2- 新能源企業(yè)將自建儲能調(diào)整為租賃外部儲能電站容量的模式，可優(yōu)化項目的綜合收益率，在地方儲能政策未明確前，企業(yè)在開展項目備案和辦理電力接入手續(xù)活動中，將風光投資部分和儲能投資部分均體現(xiàn)在備案文件和接入批復(fù)文件中。使得項目執(zhí)行過程中新能源和儲能要一起投資、一起驗收，造成儲能投資無法分拆或采用外部儲能租賃的模式開展。
鑒于以上問題，特提出建議如下：
1、 建議地方能源主管部門出臺實施細則或文件，進一步明確發(fā)電企業(yè)通過租賃集中式共享儲能電站容量的合作模式可認定為企業(yè)完成履行配置儲能的要求。
2、優(yōu)化行政審批流程，對于發(fā)電企業(yè)想通過租賃集中式共享儲能電站容量的合作模式可認定為企業(yè)完成履行配置儲能的情形，同意備案變更及電力接入變更，并提供綠色通道。
3、 獨立儲能電站的投資主體宜以第三方專業(yè)的投資企業(yè)為主，進而保障儲能電站投資到位、夯實項目安全運營。
4、建議在電源儲能應(yīng)用領(lǐng)域，鼓勵專業(yè)的儲能電站投資運營商投資共享儲能電站，發(fā)電企業(yè)租賃獨立儲能運營商的儲能容量的商業(yè)模式。這對于優(yōu)化新能源企業(yè)新能源項目投資收益率、發(fā)揮儲能電站支撐電網(wǎng)安全運行及優(yōu)化電網(wǎng)調(diào)度均有正向效用。建設(shè)在新能源場站微小規(guī)模的儲能電站由于接入電壓等級低、各廠家技術(shù)標準多樣，儲能設(shè)施被電網(wǎng)調(diào)用的頻次趨少，不能充分發(fā)揮儲能支撐電網(wǎng)安全的效用。
5、 完善地方儲能調(diào)峰補償機制，健全輔助服務(wù)費用疏導(dǎo)。建議按“誰受益、誰分攤”的原則，靈活性調(diào)節(jié)電源收益發(fā)電企業(yè)和用戶。而當下儲能的成本分攤多由發(fā)電企業(yè)分攤，不利于儲能規(guī)?；逃?。建議考慮輔助服務(wù)費用通過輸配電價向用戶側(cè)傳導(dǎo)；
6、 逐步強化儲能與新能源同步并網(wǎng)作為新能源并網(wǎng)的前置條件。有益于實時提高電網(wǎng)靈活性調(diào)節(jié)電源的可用體量。
7、圍繞電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站探索建立容量市場。探索儲能參與容量市場，并獲得合理補償以反映其容量價值，激勵后續(xù)儲能投資。重點支持大規(guī)模、中長周期電化學儲能電站發(fā)展，建議參考抽水蓄能發(fā)展模式，建立差異化的兩部制（電量+容量）電價，設(shè)定穩(wěn)定的合理收益，以容量電價為主，對新型儲能的容量投資進行直接激勵。具體操作中，嚴密跟蹤電力系統(tǒng)充裕度要求，合理規(guī)劃新型儲能建設(shè)需求。
8、加強行業(yè)協(xié)作，共同推進電化學儲能發(fā)展。鼓勵發(fā)電行業(yè)、電池行業(yè)、電網(wǎng)行業(yè)與市政行業(yè)等建立深度合作，共同研究電化學儲能參與多種應(yīng)用場景綜合性解決方案。
9、稅收優(yōu)惠。建議給與和明確對儲能電站項目公司企業(yè)所得稅三免三減半的優(yōu)惠政策。
10、送出線路投資主體。儲能電站送出線路投資可參考風光項目，即送出線路的投資主體明確為電網(wǎng)公司。
11、 試行“領(lǐng)跑者”示范項目。建議在全國范圍內(nèi)實施規(guī)模級儲能電站“領(lǐng)跑者”示范項目建設(shè)，帶動技術(shù)進步及成本下降。該建議來源于國家能源局在2015年到2019年實施國家級光伏發(fā)電應(yīng)用領(lǐng)跑及技術(shù)領(lǐng)跑項目示范。通過規(guī)模化示范加速了光伏產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展和成本下降，帶動了新能源產(chǎn)業(yè)快速實現(xiàn)平價上網(wǎng)。
全國范圍內(nèi)“十四五”新能源將快速發(fā)展，電力系統(tǒng)平衡調(diào)節(jié)能力不足與新能源倍增發(fā)展矛盾也將更加突出。我們相信隨著能源主管部門積極營造共享儲能發(fā)展環(huán)境，進一步完善輔助服務(wù)市場和省內(nèi)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，以電化學儲能為代表的新型儲能將更好地服務(wù)于構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。
