在“雙碳”目標的牽引推動下，構建新型電力系統已成為我國的重要能源戰略之一。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的安全穩定運行帶來嚴峻挑戰。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中的關鍵組成部分。
2月10日國家能源局、發改委印發的《“十四五”新型儲能發展實施方案》正式提出到2025年，新型儲能由商業化初期步入規模化發展階段、具備大規模商業化應用條件。其中電化學儲能技術性能進一步提升，系統成本降低30%以上。
2月23日《人民日報》刊發的國家電網辛保安董事長的署名文章《堅決扛牢電網責任 積極推進碳達峰碳中和》，也正式提出積極支持新型儲能規模化應用，力爭到2030年公司經營區電化學儲能由300萬千瓦提高到1億千瓦。作為新能源從業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達到6.4億千瓦，新能源發電量占比正式超過10%這一門檻，同時我國靈活調節電源比重依然較低，抽水蓄能、新型儲能等靈活調節電源裝機占比不到6%，新能源富集的“三北”地區靈活調節電源不足3%。在“雙碳”背景下，隨著新能源滲透率的進一步上升，對電網穩定性、連續性和可調性將造成極大影響，亟需新型儲能的規模化、商業化發展。《“十四五”新型儲能發展實施方案》的出臺，為新型儲能的發展指明了方向，明確了道路。
其中，國家發改委、能源局印發《“十四五”新型儲能發展實施方案》，文件提出：“創新新型儲能商業模式，探索共享儲能、儲能聚合等商業模式應用。”基于新型儲能的規模化建設可帶來的一次性投資降本優勢、切實發揮儲能設施充分參與電網調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模式以履行電源側配置儲能的建設要求。
共享儲能的由來及優勢
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，通過以電網為紐帶，將獨立分散的電網側、電源側、用戶側儲能電站資源進行全網的優化配置，交由電網進行統一協調，推動源網荷各端儲能能力全面釋放。實現儲能資源統一協調地服務于整個電力系統。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用，推動電源側和電網側儲能資源共享。
相較于新能源自配儲能的分散式發展方式，共享儲能具有調度運行更高效、安全質量更可控、經濟效益更凸顯、利于促進儲能形成獨立的輔助服務提供商身份等多重優勢。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初始投資壓力，新能源企業傾向于選擇性能較差、成本較低的儲能產品，導致新能源自配儲能“不敢用、不愿用、不能用”現象。共享儲能通過集中式統一建設，便于對建設標準、設備參數、安全性能規范管理，有效減少新能源自配儲能設備質量參差不齊、技術性能難以保證、安全隱患風險較大等問題，且電站規模多在百兆瓦級及以上、配置時長不低于2小時，也有助于電網調度管理。
此外，共享儲能在經濟性方面也有明顯優勢。通過規模化采購儲能設備和建設施工，可降低儲能電站成本，減小項目建設初期投資壓力和未來運營風險。共享儲能不僅具有成本優勢，還可通過充分利用多個新能源場站發電的時空互補特性，降低全網儲能配置容量。“按照服務全網調節需求，共享儲能設施利用率可提升5-7%。隨著技術進步疊加規模效應，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。對于新能源企業降低了新能源配套儲能的建設成本，節省了儲能設施的日常運維成本，而且未來能充分享受到電網側儲能峰谷電價差收益。對于電網企業多點位集中式的中大型儲能站將有利于配電網的補強、有利于電網對新能源的科學消納。“共享儲能”商業模式可以推動儲能行業經濟社會效益最大化。
共享儲能的商業運營模式
穩定共享儲能電站收益來源、建立可持續的商業運營路徑，是共享儲能模式推廣應用的關鍵。國家明確鼓勵新能源企業通過自建或購買儲能調峰能力來履行消納責任，因此新能源企業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。可見為滿足競爭性配置要求，按照同等配置儲能容量，新能源企業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定的成本回收渠道。
除向新能源企業收取租金外，共享儲能電站還可參與各類電力市場獲取相應收入，用于彌補運行成本。共享儲能電站可參與電力調峰輔助服務市場，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濟性。按照目前新能源行業6%的基準收益標準測算，共享儲能僅參與調峰輔助服務市場時，項目暫不具備經濟性。后續隨著電力現貨市場運行，共享儲能電站通過參與調峰、現貨等市場，疊加租金收入，收益率有望達到6%以上。
規模化發展共享儲能的尚存在的問題及建議
通過與多家新能源發電企業溝通，目前推行共享儲能海存在一些發展中的問題。列舉如下：
-1- 在政府能源主管部門未出臺關于共享儲能的實施細則前，發電企業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完成履行配置儲能的要求，影響新能源項目的及時并網及有關手續辦理如電力業務許可證等。
-2- 新能源企業將自建儲能調整為租賃外部儲能電站容量的模式，可優化項目的綜合收益率，在地方儲能政策未明確前，企業在開展項目備案和辦理電力接入手續活動中，將風光投資部分和儲能投資部分均體現在備案文件和接入批復文件中。使得項目執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，進一步明確發電企業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完成履行配置儲能的要求。
2、優化行政審批流程，對于發電企業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的投資企業為主，進而保障儲能電站投資到位、夯實項目安全運營。
4、建議在電源儲能應用領域，鼓勵專業的儲能電站投資運營商投資共享儲能電站，發電企業租賃獨立儲能運營商的儲能容量的商業模式。這對于優化新能源企業新能源項目投資收益率、發揮儲能電站支撐電網安全運行及優化電網調度均有正向效用。建設在新能源場站微小規模的儲能電站由于接入電壓等級低、各廠家技術標準多樣，儲能設施被電網調用的頻次趨少，不能充分發揮儲能支撐電網安全的效用。
5、 完善地方儲能調峰補償機制，健全輔助服務費用疏導。建議按“誰受益、誰分攤”的原則，靈活性調節電源收益發電企業和用戶。而當下儲能的成本分攤多由發電企業分攤，不利于儲能規模化商用。建議考慮輔助服務費用通過輸配電價向用戶側傳導；
6、 逐步強化儲能與新能源同步并網作為新能源并網的前置條件。有益于實時提高電網靈活性調節電源的可用體量。
7、圍繞電網側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，激勵后續儲能投資。重點支持大規模、中長周期電化學儲能電站發展，建議參考抽水蓄能發展模式，建立差異化的兩部制（電量+容量）電價，設定穩定的合理收益，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，嚴密跟蹤電力系統充裕度要求，合理規劃新型儲能建設需求。
8、加強行業協作，共同推進電化學儲能發展。鼓勵發電行業、電池行業、電網行業與市政行業等建立深度合作，共同研究電化學儲能參與多種應用場景綜合性解決方案。
9、稅收優惠。建議給與和明確對儲能電站項目公司企業所得稅三免三減半的優惠政策。
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公司。
11、 試行“領跑者”示范項目。建議在全國范圍內實施規模級儲能電站“領跑者”示范項目建設，帶動技術進步及成本下降。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電應用領跑及技術領跑項目示范。通過規模化示范加速了光伏產業的快速發展和成本下降，帶動了新能源產業快速實現平價上網。
全國范圍內“十四五”新能源將快速發展，電力系統平衡調節能力不足與新能源倍增發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展環境，進一步完善輔助服務市場和省內電力現貨市場建設，以電化學儲能為代表的新型儲能將更好地服務于構建以新能源為主體的新型電力系統。
