一、共享儲能的定義

共享儲能是一種新型的電網(wǎng)側儲能商業(yè)模式，通常指布局在電網(wǎng)關(guān)鍵節點(diǎn)服務(wù)于區域內所有電力市場(chǎng)參與方的獨立儲能電站。它具有兩個(gè)關(guān)鍵屬性，即“共享”和“獨立”。

“共享”表示儲能電站不僅僅為單一的發(fā)電或用電方提供服務(wù)，而是開(kāi)放給多個(gè)用戶(hù)使用。儲能設施的使用權和收益權被分割為多份，不同用戶(hù)可以根據自己的需求和能力購買(mǎi)相應的份額。通過(guò)精細的調度管理和靈活的交易機制，各方能夠實(shí)現多方共贏(yíng)，滿(mǎn)足各自的需求。

“獨立”指的是儲能場(chǎng)站由獨立第三方進(jìn)行投資、建設和運營(yíng)，并以獨立身份參與電力市場(chǎng)交易。根據國家發(fā)改委能源局在《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲能參與電力市場(chǎng)和調度運用的通知》中的定義，獨立儲能項目應具備獨立計量、控制等技術(shù)條件，接入調度自動(dòng)化系統可被電網(wǎng)監控和調度，符合相關(guān)標準規范和電力市場(chǎng)運營(yíng)機構等要求，并具有法人資格。

二、共享儲能的優(yōu)勢

通過(guò)共享儲能模式，儲能設施的利用率得到提升，多樣化的價(jià)值得以提供，靈活適應電力市場(chǎng)環(huán)境，同時(shí)也實(shí)現了集中分散儲能資源的優(yōu)化。

提升儲能設施利用率：共享儲能極大地提升了儲能設施的利用率。通過(guò)開(kāi)放儲能設施給多個(gè)用戶(hù)使用，避免了設施的閑置浪費，提高了項目的收益水平。這種模式不僅對于新能源場(chǎng)站具有吸引力，還可以通過(guò)容量租賃方式實(shí)現新能源配儲，避免過(guò)多的投資成本。

多樣化的價(jià)值提供：共享儲能的獨立屬性使得儲能設施不再受限于單一主體或目的。除了參與新能源消納，儲能場(chǎng)站還可以提供調峰、調頻等電網(wǎng)輔助服務(wù)。這種靈活性使得儲能場(chǎng)站可以采用更加精細、復雜的運營(yíng)策略，進(jìn)一步豐富了儲能的價(jià)值。獨立身份的參與也簡(jiǎn)化了交易流程，降低了結算風(fēng)險和現金流壓力。

靈活適應電力市場(chǎng)環(huán)境：共享儲能具備靈活性的優(yōu)勢，可以根據需求進(jìn)行容量擴減或縮減，以滿(mǎn)足不同場(chǎng)景下的需求。這使得共享儲能能夠更好地適應復雜多變的電力市場(chǎng)環(huán)境，提供更具彈性的服務(wù)。

集中分散儲能資源：共享儲能將分散在電網(wǎng)各處的零散儲能資源整合為整體，極大降低了電網(wǎng)的調度壓力。這種集中化的儲能資源管理使得電網(wǎng)更加穩定可靠，為電力市場(chǎng)的發(fā)展提供了支持。

三、“共享儲能”產(chǎn)業(yè)政策

3.1 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，并在 2019年頒布的《青海電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運營(yíng)規則(試行)》中明確規定共享儲能可作為獨立主體參與市場(chǎng)交易，成為我國首個(gè)允許共享儲能進(jìn)行市場(chǎng)化交易的區域電力市場(chǎng)。

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(dòng)新型儲能發(fā)展的指導意見(jiàn)》中指出“明確新型儲能獨立市場(chǎng)主體地位，鼓勵儲能作為獨立市場(chǎng)主體參與輔助服務(wù)市場(chǎng)，鼓勵探索建設共享儲能。”這是共享儲能這一概念首次出現在國家層面的政策當中，明確要求加快推動(dòng)共享儲能參與市場(chǎng)以及加快建設各類(lèi)市場(chǎng)配套機制，為共享儲能的發(fā)展注入了強勁動(dòng)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、內蒙古、寧夏、甘肅、河北、新疆等超過(guò)十五個(gè)省份與地區出臺了有關(guān)共享儲能的政策 (詳見(jiàn)表 1)，共享儲能模式在全國得到廣泛推廣各地區共享儲能政策規定的市場(chǎng)規則以及覆蓋的服務(wù)類(lèi)型在底層邏輯上相似，但是政策細節與執行方式差異較大，本文根據后續項目案例測算需要，僅對山東、湖南兩地的共享儲能政策進(jìn)行深入分析。

3.2 山東政策分析

2021年4月8日，山東發(fā)改委、能源局、能監辦印發(fā)《關(guān)于開(kāi)展儲能示范應用的實(shí)施意見(jiàn)》通知，提出“支持各類(lèi)市場(chǎng)主體投資建設運營(yíng)共享儲能設施，鼓勵風(fēng)電、光伏發(fā)電項目?jì)?yōu)先租賃共享儲能設施，租賃容量視同其配建儲能容量”的主要任務(wù)。政策規定共享儲能項目功率不低于50MW，充放電時(shí)長(cháng)不低于2小時(shí)，可參與輔助服務(wù)與容量租賃市場(chǎng)。在隨后出臺的《關(guān)于促進(jìn)我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》中進(jìn)一步規定，“獨立儲能可參與電力現貨市場(chǎng)，作為獨立市場(chǎng)主體參與市場(chǎng)交易，充電時(shí)為市場(chǎng)用戶(hù)，放電時(shí)為發(fā)電企業(yè)”對共享儲能的市場(chǎng)地位進(jìn)行了詳細的定義。同時(shí)政策也確認參與現貨市場(chǎng)的儲能項目可獲得容量補償，可在全省范圍內租賃使用，獲得容量租賃收益，進(jìn)一步增厚了共享儲能的項目收益。借此，山東成為我國首個(gè)出臺省級電力現貨市場(chǎng)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(shí)施細則：

容量市場(chǎng)運行前，參與電力現貨市場(chǎng)的發(fā)電機組容量補償費用從用戶(hù)側收??；

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(hù)分攤；

示范項目在火電機組調峰運行至50%以下時(shí)優(yōu)先調用，補償標準200元/MWh；

示范項目調峰調頻優(yōu)先發(fā)電量計劃按月度兌現，可參與發(fā)電權交易。

3.3 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，即由儲能設備商向國網(wǎng)綜合能源出租儲能設備，國網(wǎng)綜合能源負責建設儲能場(chǎng)站，再向新能源場(chǎng)站出租使用權已達到配儲目的。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(dòng)湖南省電化學(xué)儲能發(fā)展的實(shí)施意見(jiàn)》，明確了儲能的獨立市場(chǎng)主體地位，并要求研究建立儲能參與中長(cháng)期交易、現貨和輔助服務(wù)市場(chǎng)的機制與標準，為開(kāi)啟湖南儲能商業(yè)化運營(yíng)奠定了基礎。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(diǎn)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峰交易，獲得調峰輔助服務(wù)收入。且以充電量計量報價(jià)，忽略?xún)δ苷境浞烹娹D換效率的影響；

提供功率大于30MW調峰服務(wù)報價(jià)，時(shí)長(cháng)小于1小時(shí)最高報價(jià)550元/MWh，長(cháng)于1小時(shí)最高報價(jià)600元/MWh；

儲能電站具備提供旋轉備用技術(shù)條件后，方可作為賣(mài)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(chǎng)是全國首個(gè)允許儲能進(jìn)入的容量交易試點(diǎn)方案，積極探索了儲能容量平臺化、公允化交易的可行性。

四、“共享儲能”項目案例分析

4.1 “共享儲能”商業(yè)模式

4.2 山東某100MW/200MWh共享儲能電站

山東省由于煤電占比較高，電源結構單一，隨著(zhù)新能源大量并網(wǎng)，棄風(fēng)棄光現象嚴重，調峰手段不足、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峰資源有著(zhù)巨大需求。受該需求驅動(dòng)，該省目前正處于共享儲能示范項目大規模推廣階段，僅2022年全年就有25個(gè)規模在100MW/200MWh左右的鋰電獨立儲能項目入選示范項目清單。結合該省在推進(jìn)電力現貨市場(chǎng)建設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(chǎng)最為活躍的地區之一。

本節選擇上述25個(gè)示范項目之一進(jìn)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(lèi)：（1）參與電力現貨交易；（2）儲能容量租賃收益；

（3）現貨市場(chǎng)容量補償電價(jià)收益。

結合以上情景，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（全容量參與電力現貨市場(chǎng)交易次數）：230次，每次充放電深度90%；
（2）峰谷電價(jià)差：保守估計可套利的平均電價(jià)差為0.6元/kWh；
（3）容量租賃價(jià)格：因此我們保守估計該項目租賃價(jià)格200元/kWh.年，租賃比例80%；
（4）容量補償收入：330萬(wàn)元左右；

基于以上邊界條件，我們測算該項目回收期8.5年，內部收益率IRR 8.72%，具有良好的經(jīng)濟效益，具體測算結果見(jiàn)下表：

4.3 湖南某100MW/200MWh共享儲能項目

湖南省當前大力發(fā)展可再生能源發(fā)電，據《湖南省電力支撐能力提升行動(dòng)方案（2022—2025年）》，到2025年全省風(fēng)電、光伏裝機規模達2500萬(wàn)千瓦以上，對應配套儲能需求超過(guò)3000MW，儲能市場(chǎng)規?？捎^(guān)。與此同時(shí)，湖南省正在積極推進(jìn)建設全國首個(gè)允許儲能進(jìn)入的容量交易市場(chǎng)，有望極大提升共享儲能的市場(chǎng)活躍度與經(jīng)濟效益。

本節選取某能源集團為其“十四五”期間新能源規劃配套建設的共享儲能項目進(jìn)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(lèi)：（1）調峰輔助服務(wù)收入；（2）長(cháng)期租賃協(xié)議收入。

結合以上情景，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） 年調峰輔助服務(wù)次數與價(jià)格：200次，平均報價(jià)在0.3125元/kWh；
（2） 容量租賃價(jià)格：40萬(wàn)元/MW.年；

基于以上邊界條件，我們測算該項目回收期11.51年，內部收益率IRR 6.73%，具有一定的經(jīng)濟效益，具體測算結果見(jiàn)下表。

五、“共享儲能”項目投資建議

結合前文的描述與案例分析，我們可以給當前市場(chǎng)環(huán)境下共享儲能的投資提出如下建議：

共享儲能項目應選址于電網(wǎng)關(guān)鍵節點(diǎn)(變電站)附近,有嚴重消納問(wèn)題的節點(diǎn)最佳項目規劃階段需要對區域電網(wǎng)結構進(jìn)行深入分析;

共享儲能依賴(lài)多元化的營(yíng)收模式，單一收入來(lái)源難以維持項目運轉:

共享儲能電站的運行策略需要結合區域負荷特性分析以及斷面潮流分析，不能簡(jiǎn)單套用“300天、兩充兩放”模式;

共享儲能項目得益于成熟的電力現貨市場(chǎng)建設，在現有的電力市場(chǎng)環(huán)境下，參與電力現貨市場(chǎng)交易的收益要明顯高于參與調峰輔助服務(wù)收益;

分析共享儲能政策時(shí)要關(guān)注各類(lèi)收入的來(lái)源，過(guò)分依賴(lài)補貼的政策會(huì )帶來(lái)額外的現金流風(fēng)險;

目前各地共享儲能項目仍處于早起示范階段。在市場(chǎng)初期入局，可搶占優(yōu)質(zhì)項目資源，爭取優(yōu)惠政策，獲得先發(fā)優(yōu)勢與議價(jià)權，但也會(huì )承擔更大的風(fēng)險。

六、總結

共享儲能作為一種創(chuàng )新的商業(yè)模式，在電力行業(yè)中呈現出強勁的發(fā)展勢頭。隨著(zhù)新能源的快速發(fā)展和電力系統的轉型升級，共享儲能有望成為新能源消納和調峰的重要手段。未來(lái)，共享儲能將繼續受到政策支持和市場(chǎng)需求的推動(dòng)，行業(yè)將朝著(zhù)更加成熟和規?；姆较虬l(fā)展。投資者在參與共享儲能市場(chǎng)時(shí)應注重優(yōu)質(zhì)項目的選擇，同時(shí)關(guān)注技術(shù)創(chuàng )新和市場(chǎng)變化，以把握機遇并取得長(cháng)期回報。