中國儲能網(wǎng)訊：一. “共享儲能”商業(yè)模式概覽
1.1 傳統(tǒng)儲能項目商業(yè)模式困境
在“共享儲能”被提出之前，我國儲能項目以發(fā)電側(cè)的新能源配儲以及用戶側(cè)的工商業(yè)儲能為主。
新能源配儲方面，當(dāng)前已有超過20個省份出臺了有關(guān)新能源場站強制配儲的政策，配儲比例多為場站容量的10%~20%。然而，隨著首批并網(wǎng)的新能源配儲項目運營幾年下來，該模式的弊端逐漸顯現(xiàn)。首先是新能源配儲極低的利用率，據(jù)中電聯(lián)2022年統(tǒng)計，新能源配儲能利用系數(shù)僅為6.1%，整體調(diào)用情況較差。其次，新能源配儲投資、建設(shè)、運維通常由發(fā)電企業(yè)獨自承擔(dān)，會給發(fā)電企業(yè)帶來的巨大經(jīng)濟成本，新能源配儲不僅沒能幫助項目提振收益，反而成為了發(fā)電企業(yè)的經(jīng)濟負擔(dān)。當(dāng)前，越來越多的從業(yè)者意識到新能源配儲這一模式并不能體現(xiàn)儲能的價值，而且對儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展有著消極作用，叫停新能源強制配儲的呼聲也開始出現(xiàn)。
工商業(yè)儲能方面，隨著電價機制改革的不斷推進，儲能項目已在峰谷價差更大的經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)實現(xiàn)了較好的經(jīng)濟性。當(dāng)下行業(yè)的普遍觀點是，在峰谷價差超過0.7元/kWh的情況下，用戶側(cè)儲能可實現(xiàn)盈利，目前我國已有多個省份實現(xiàn)了大于0.7元/kWh的峰谷價差。然而大部分工商業(yè)儲能服務(wù)于工商業(yè)園區(qū)，項目建設(shè)、運維過程中需要與多方業(yè)主頻繁的溝通與協(xié)調(diào)，對于大型園區(qū)來說極其耗時耗力。其次，初期的工商業(yè)儲能不具備獨立的市場地位，通常依附于園區(qū)業(yè)主與電網(wǎng)開展交易，存在應(yīng)收賬款回款問題，項目現(xiàn)金流壓力大。最后，工商業(yè)儲能多采用合同能源管理的模式，存在融資難、重資產(chǎn)、風(fēng)險收益不共擔(dān)等問題，這些都嚴重限制了工商業(yè)儲能的發(fā)展空間。
1.2 共享儲能的定義
“共享儲能”是一種新型的電網(wǎng)側(cè)儲能商業(yè)模式，通常指布局在電網(wǎng)關(guān)鍵節(jié)點，服務(wù)于區(qū)域內(nèi)所有電力市場參與方的獨立儲能電站。其背后有兩個關(guān)鍵屬性，“共享”與“獨立”?！肮蚕怼笔侵竷δ茈娬静痪窒抻诜?wù)單一的發(fā)電/用電方，而是將儲能設(shè)施開放給多個用戶使用。儲能設(shè)施的使用權(quán)和收益權(quán)被分割為多份，不同用戶可以根據(jù)自己的需求和能力購買相應(yīng)的份額，通過精細的調(diào)度管理和靈活的交易機制，各取所需，實現(xiàn)多方共贏；“獨立”是指儲能場站由獨立第三方投資、建設(shè)、運營，并以獨立身份參與電力市場交易。
二. “共享儲能”產(chǎn)業(yè)政策
2.1 國家層面政策
“共享儲能”這一概念最早于2018年由國網(wǎng)青海省電力公司提出。2021年7月，國家發(fā)改委、國家能源局在聯(lián)合印發(fā)的《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》中指出“明確新型儲能獨立市場主體地位，鼓勵儲能作為獨立市場主體參與輔助服務(wù)市場，鼓勵探索建設(shè)共享儲能。”這是共享儲能這一概念首次出現(xiàn)在國家層面的政策當(dāng)中，明確要求加快推動共享儲能參與市場以及加快建設(shè)各類市場配套機制，為共享儲能的發(fā)展注入了強勁動力。截止2022年底，已有山東、湖南、青海、遼寧、安徽、河南、浙江、山西、云南、廣西、內(nèi)蒙古、寧夏、甘肅、河北、新疆等超過十五個省份與地區(qū)出臺了有關(guān)共享儲能的政策（詳見表1），共享儲能模式在全國得到廣泛推廣。
2.2 山東政策分析
2021年4月8日，山東發(fā)改委、能源局、能監(jiān)辦印發(fā)《關(guān)于開展儲能示范應(yīng)用的實施意見》通知，提出“支持各類市場主體投資建設(shè)運營共享儲能設(shè)施，鼓勵風(fēng)電、光伏發(fā)電項目優(yōu)先租賃共享儲能設(shè)施，租賃容量視同其配建儲能容量”的主要任務(wù)。政策規(guī)定共享儲能項目功率不低于50MW，充放電時長不低于2小時，可參與輔助服務(wù)與容量租賃市場。在隨后出臺的《關(guān)于促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》中進一步規(guī)定，“獨立儲能可參與電力現(xiàn)貨市場，作為獨立市場主體參與市場交易，充電時為市場用戶，放電時為發(fā)電企業(yè)”對共享儲能的市場地位進行了詳細的定義。同時政策也確認參與現(xiàn)貨市場的儲能項目可獲得容量補償，可在全省范圍內(nèi)租賃使用，獲得容量租賃收益，進一步增厚了共享儲能的項目收益。借此，山東成為我國首個出臺省級電力現(xiàn)貨市場儲能支持政策的省份。
為鼓勵共享儲能發(fā)展，上述文件及其他文件還提出了如下有利于共享儲能的實施細則：
容量市場運行前，參與電力現(xiàn)貨市場的發(fā)電機組容量補償費用從用戶側(cè)收?。?
風(fēng)電、光伏租賃儲能示范項目的，按儲能容量比例由高到低排序，排名靠前的優(yōu)先并網(wǎng)、消納；
儲能項目參與輔助服務(wù)，相關(guān)收益費用由發(fā)電主體與電力用戶分攤；
示范項目在火電機組調(diào)峰運行至50%以下時優(yōu)先調(diào)用，補償標(biāo)準200元/MWh；
示范項目調(diào)峰調(diào)頻優(yōu)先發(fā)電量計劃按月度兌現(xiàn)，可參與發(fā)電權(quán)交易。
2.3 湖南政策分析
2020年底，由國網(wǎng)湖南綜合能源牽頭，提出了新能源配儲租賃的模式，即由儲能設(shè)備商向國網(wǎng)綜合能源出租儲能設(shè)備，國網(wǎng)綜合能源負責(zé)建設(shè)儲能場站，再向新能源場站出租使用權(quán)已達到配儲目的。該商業(yè)模式是湖南省共享儲能的雛形。
2021年10月13日，湖南省發(fā)改委印發(fā)了《關(guān)于加快推動湖南省電化學(xué)儲能發(fā)展的實施意見》，明確了儲能的獨立市場主體地位，并要求研究建立儲能參與中長期交易、現(xiàn)貨和輔助服務(wù)市場的機制與標(biāo)準，為開啟湖南儲能商業(yè)化運營奠定了基礎(chǔ)。隨后，湖南省政府針對獨立儲能出臺了一系列優(yōu)惠政策，整理歸納如下：
于2022年12月底前，2023年6月底前全容量并網(wǎng)運行的新型儲能試點項目分別按其裝機容量的1.5倍、1.3倍計算所配新能源容量；
并網(wǎng)容量不小于5MW/10MWh的獨立儲能站可深度參與深度調(diào)峰交易，獲得調(diào)峰輔助服務(wù)收入。且以充電量計量報價，忽略儲能站充放電轉(zhuǎn)換效率的影響；
提供功率大于30MW調(diào)峰服務(wù)報價，時長小于1小時最高報價550元/MWh，長于1小時最高報價600元/MWh；
儲能電站具備提供旋轉(zhuǎn)備用技術(shù)條件后，方可作為賣方參與交易；
儲能電站上網(wǎng)電量減免輔助服務(wù)費用分攤；
值得一提的是，湖南容量市場是全國首個允許儲能進入的容量交易試點方案，積極探索了儲能容量平臺化、公允化交易的可行性。
三. “共享儲能”項目案例分析
3.1 “共享儲能”商業(yè)模式
3.2 山東某100MW/200MWh共享儲能電站
山東省由于煤電占比較高，電源結(jié)構(gòu)單一，隨著新能源大量并網(wǎng)，棄風(fēng)棄光現(xiàn)象嚴重，調(diào)峰手段不足、民生供熱以及火電經(jīng)濟收益之間的矛盾日益突出，電網(wǎng)對火電機組之外的調(diào)峰資源有著巨大需求。受該需求驅(qū)動，該省目前正處于共享儲能示范項目大規(guī)模推廣階段，僅2022年全年就有25個規(guī)模在100MW/200MWh左右的鋰電獨立儲能項目入選示范項目清單。結(jié)合該省在推進電力現(xiàn)貨市場建設(shè)方面的積極嘗試以及完善的共享儲能配套政策支持，山東有望成為共享儲能商業(yè)推廣最迅速、市場最為活躍的地區(qū)之一。
本節(jié)選擇上述25個示范項目之一進行案例分析，該項目容量100MW/200MWh，采用磷酸鐵鋰電池，收益分為三類：（1）參與電力現(xiàn)貨交易；（2）儲能容量租賃收益；（3）現(xiàn)貨市場容量補償電價收益。 
來源：中國儲能網(wǎng)圖庫
結(jié)合以上情景，我們可以按以下方式估計共享儲能項目經(jīng)濟性測算的邊際條件：
（1）日充放電次數(shù)（全容量參與電力現(xiàn)貨市場交易次數(shù)）：230次，每次充放電深度90%；
（2）峰谷電價差：保守估計可套利的平均電價差為0.6元/kWh；
（3）容量租賃價格：因此我們保守估計該項目租賃價格200元/kWh.年，租賃比例80%；
（4）容量補償收入：330萬元左右；
基于以上邊界條件，我們測算該項目回收期8.5年，內(nèi)部收益率IRR 8.72%，具有良好的經(jīng)濟效益，具體測算結(jié)果見下表：
3.3 湖南某100MW/200MWh共享儲能項目
湖南省當(dāng)前大力發(fā)展可再生能源發(fā)電，據(jù)《湖南省電力支撐能力提升行動方案（2022—2025年）》，到2025年全省風(fēng)電、光伏裝機規(guī)模達2500萬千瓦以上，對應(yīng)配套儲能需求超過3000MW，儲能市場規(guī)模可觀。與此同時，湖南省正在積極推進建設(shè)全國首個允許儲能進入的容量交易市場，有望極大提升共享儲能的市場活躍度與經(jīng)濟效益。
本節(jié)選取某能源集團為其“十四五”期間新能源規(guī)劃配套建設(shè)的共享儲能項目進行案例分析，項目容量100MW/200MWh，采用磷酸鐵鋰電視，項目收益分為兩類：（1）調(diào)峰輔助服務(wù)收入；（2）長期租賃協(xié)議收入。
結(jié)合以上情景，我們可以按一下方式估計共享儲能項目經(jīng)濟性測算的邊際條件：
（1） 年調(diào)峰輔助服務(wù)次數(shù)與價格：200次，平均報價在0.3125元/kWh；
（2） 容量租賃價格：40萬元/MW.年；
基于以上邊界條件，我們測算該項目回收期11.51年，內(nèi)部收益率IRR 6.73%，具有一定的經(jīng)濟效益，具體測算結(jié)果見下表。
四. “共享儲能”項目投資建議
結(jié)合前文的描述與案例分析，我們可以給當(dāng)前市場環(huán)境下共享儲能的項目投資提出如下建議：
（1）共享儲能項目應(yīng)選址于電網(wǎng)關(guān)鍵節(jié)點（變電站）附近，有嚴重消納問題的節(jié)點最佳；
（2）共享儲能依賴多元化的營收模式；
（3）共享儲能電站的運行策略需要深入研究，不能簡單套用“300天、兩充兩放”模式；
（4）共享儲能項目得益于成熟的電力現(xiàn)貨市場建設(shè)；
（5）目前各地共享儲能項目仍處于早起示范階段。在市場初期入局，可以獲得先發(fā)優(yōu)勢與議價權(quán)，但也會承擔(dān)更大的風(fēng)險。
