然而，在實際運行中，新能源場站內(nèi)配置儲能的模式，在現(xiàn)行市場規(guī)則中的盈利性“弊端”逐步凸顯，隨之，“共享儲能”等新的商業(yè)模式不斷涌現(xiàn)，推動行業(yè)和產(chǎn)業(yè)的相互促進與發(fā)展。

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新能源配儲能

商業(yè)模式的演進路線

2021年8月，國家發(fā)改委、國家能源局先后出臺了《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》等文件，確定了儲能獨立市場主體地位，明確了源、網(wǎng)、荷三側(cè)多元化發(fā)展儲能的思路，指出了健全新型儲能價格機制、鼓勵探索建設(shè)共享儲能的市場機制改革方向，并指明租賃儲能容量可視作可再生能源儲能配額。青海、新疆、河南、河北、湖南、湖北等20余省市陸續(xù)出臺新能源配套儲能政策，儲能項目規(guī)劃不斷涌現(xiàn)。

截至目前，據(jù)不完全統(tǒng)計，全國已有十余省市正式對外公布了儲能發(fā)展規(guī)劃，規(guī)劃的新型儲能總裝機規(guī)模已超過30GW（部分省（市）規(guī)模如表1所示）。

事實上，在儲能服務(wù)于新能源發(fā)展的早期，“新能源+儲能”應(yīng)用較常規(guī)的做法，是在新能源場站內(nèi)建設(shè)儲能電站，儲能與新能源場站統(tǒng)一接受電網(wǎng)調(diào)度。但實際運行中，這一模式的“弊端”逐漸顯現(xiàn)。

一方面，配建的儲能電站只能為單個新能源電站提供服務(wù)，利用率低；且在出臺“新能源儲能配額制”的區(qū)域，新能源場站需按固定比例配置儲能，無形中增加了發(fā)電企業(yè)負擔。另一方面，服務(wù)于單個新能源場站的儲能設(shè)施，往往資源分散，管理難度大且運營成本高；同時，分散場站的儲能難以實現(xiàn)統(tǒng)一調(diào)度與結(jié)算，無法參與多種電網(wǎng)側(cè)輔助服務(wù)，商業(yè)模式很難拓展。

為避免以上問題，便于電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度、管理，目前越來越多的區(qū)域開始嘗試以共享儲能電站的模式，為新能源的發(fā)展提供支撐。

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共享儲能的發(fā)展階段與衍化進程

共享儲能電站是指在新的接入點，例如新能源場站匯流站建設(shè)，并作為獨立節(jié)點接入輸電線路，通過儲能電站關(guān)口表計單獨計量，接受電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度的儲能電站（圖1所示）。

圖1 共享儲能電站技術(shù)方案示意圖

目前，全國以湖南和山東兩省為代表，共享儲能電站進入較快速發(fā)展階段。湖南已經(jīng)對外公布的共享儲能電站（含投運、在建、規(guī)劃項目）裝機規(guī)模已達320MW/640MWh, 三期規(guī)劃800MW/1.6GWh；山東2021年5月6日啟動了首批儲能示范項目申報，并于6月7日公布了首批5個儲能調(diào)峰示范項目、2個儲能調(diào)頻示范項目，總計規(guī)模520MW/1041MWh。

除湖南、山東外，青海、山西、安徽等地也有共享儲能電站處于建設(shè)或開發(fā)階段。據(jù)不完全統(tǒng)計，全國各地已公布的共享儲能電站項目總裝機規(guī)模已接近10GW/20GWh（部分共享儲能電站項目如表2所示）。

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共享儲能的商業(yè)模式探析

當前，共享儲能電站項目的開發(fā)步伐正在逐漸加大，如何實現(xiàn)盈利，已經(jīng)成為目前共享儲能電站發(fā)展過程中亟待解決的問題。從已開展或正在開展的共享儲能項目來看，儲能容量租賃+調(diào)峰輔助服務(wù)，是現(xiàn)有的政策、機制下，較為可行的盈利模式。

2021年7月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布了《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，從國家層面提出鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)以自建、租賃、購買的形式滿足儲能配額要求，實質(zhì)上從政策層面給予儲能租賃商業(yè)模式的保障。

在容量租賃+調(diào)峰補償?shù)纳虡I(yè)模式下，部分省份的共享儲能電站已經(jīng)具備一定的投資價值。湖南、山東是目前共享儲能電站盈利模式較為典型的省份，其收益模式如表3所示。

此外，青海、寧夏、湖北、陜西、山西等地也紛紛出臺利于共享儲能電站應(yīng)用的政策。例如：青海省儲能調(diào)峰補償標準0.5元/kWh，年利用小時數(shù)不少于540小時；寧夏省2022、2023年度儲能試點項目的調(diào)峰服務(wù)補償價格為0.8元/kWh，年調(diào)用次數(shù)不低于300次；湖北、陜西等區(qū)域承諾儲能租賃可視作新能源儲能配額；山西明確了共享儲能電站可參與調(diào)峰、調(diào)頻市場等。

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投資主體參與共享儲能建設(shè)的

商業(yè)機遇分析

共享儲能電站的投資主體靈活，商業(yè)模式較清晰，從一定程度上也促進了其開發(fā)、應(yīng)用。從現(xiàn)有經(jīng)驗上看，共享儲能電站既可由單一的主體投資建設(shè)，例如發(fā)電集團、電網(wǎng)相關(guān)企業(yè)或其他民營資本等，也可由以上各方共同投資建設(shè)。多方共同投資建設(shè)的情況下，參照投資占比以及事先簽訂的相關(guān)協(xié)議等，可較為容易的確定未來運營過程中的收益分配形式以及分配比例，形成較為清晰的商業(yè)模式。

由多方主體共同投資、開發(fā)、建設(shè)、運營，在現(xiàn)有條件下將對儲能電站的開發(fā)運營帶來多重利好。例如，在電網(wǎng)相關(guān)企業(yè)、發(fā)電集團、專業(yè)的儲能企業(yè)共同投資建設(shè)的項目中，發(fā)電企業(yè)可以在開發(fā)手續(xù)獲取、新能源場站運營、儲能容量租賃等方面發(fā)揮優(yōu)勢；電網(wǎng)相關(guān)企業(yè)可以在儲能電站運營時幫助確保一定的調(diào)用時長；而專業(yè)的儲能企業(yè)，可在儲能電站的建設(shè)、運營中提供專業(yè)化服務(wù)，挖掘儲能電站更多的應(yīng)用價值。長遠來看，儲能電站實現(xiàn)長期穩(wěn)定發(fā)展，還需繼續(xù)推動相關(guān)政策機制改革。例如，為儲能電站設(shè)置容量電費，促進儲能參與各類電力市場交易等。

理論上來說，共享儲能電站可以提供多種服務(wù)，實現(xiàn)多重收益，包括幫助新能源場站實現(xiàn)棄電增發(fā)、減免考核，為系統(tǒng)提供調(diào)峰、調(diào)頻、黑啟動服務(wù)，參與電力現(xiàn)貨市場交易等。因此推動儲能以獨立市場主體身份參與各類電力市場，并制定相關(guān)市場結(jié)算機制，有利于儲能電站實現(xiàn)長效穩(wěn)定發(fā)展。例如，容量電費的設(shè)置，是對共享儲能電站提供調(diào)峰備用容量價值的肯定，可在一定程度上確保儲能電站的收益，激勵社會資本的投資積極性。

當前，共享儲能電站已經(jīng)成為中國儲能應(yīng)用的主要形式，未來結(jié)合退役火電機組現(xiàn)有站址、變電站空閑土地、新能源匯集站、電站關(guān)鍵節(jié)點等建設(shè)的共享儲能電站將為電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行發(fā)揮重要作用。

本文作者張劍輝、王琤，就職于國家電投新源智儲能源發(fā)展（北京）有限公司。