有關共享儲能發展歷程、政策環境、優勢分析、商業模式、發展建議全在這了！

一、共享儲能發展歷程

（一）儲能的概念

(相關資料圖)

儲能即能量的存儲。根據能量存儲形式的不同，廣義儲能包括電儲能、熱儲能和氫儲能三類。其中，電儲能是最主要的儲能方式，按照存儲原理的不同又分為電化學儲能和機械儲能兩種技術類型。電化學儲能是指各種二次電池儲能，主要包括鋰離子電池、鉛蓄電池和鈉硫電池等；機械儲能主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等。

抽水蓄能是當前最為成熟的電力儲能技術，主要用于電力系統削峰填谷、調頻調相和緊急事故備用等。抽水蓄能也是目前裝機量最大的技術，占全球儲能累計裝機規模的 90%以上；但受地理選址和建設施工的局限，抽水蓄能未來發展空間有限。

電化學儲能是當前應用范圍最廣、發展潛力最大的電力儲能技術。相比抽水蓄能，電化學儲能受地理條件影響較小，建設周期短，可靈活運用于電力系統各環節及其他各類場景中。

（二）儲能的作用

國家發展改革委、國家能源局等五部門早在2017年印發的《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》中，就明確提出，儲能是智能電網、可再生能源高占比能源系統、“互聯網+”智慧能源的重要組成部分和關鍵支撐技術。

在新型電力系統建設中，儲能是解決新能源發電和負荷用電時空不匹配的最佳手段，相當于“蓄水池”，它能夠將電力生產和消費在時間上進行解耦，使得傳統實時平衡的“剛性”電力系統變得“柔性”。

總的來看，在電力系統中，儲能主要應用在電網輸配與輔助服務、可再生能源并網消納、分布式及微網以及用戶側等場景中。在電網輸配和輔助服務方面，儲能技術主要作用分別是電網調峰、加載以及啟動和緩解輸電阻塞、延緩輸電網以及配電網的升級。在可再生能源并網消納方面，儲能主要用于平滑可再生能源輸出、吸收過剩電力減少“棄風棄光”以及即時并網。在分布式及微網方面，儲能主要用于穩定系統輸出、作為備用電源并提高調度的靈活性。在用戶側，儲能主要用于工商業削峰填谷、需求側響應以及能源成本管理。

（三）新型儲能

新型儲能是什么？2021年6月22日，國家能源局發布了最新儲能政策《新型儲能項目管理規范(暫行)(征求意見稿)》指出，新型儲能項目是除抽水蓄能外的以輸出電力為主要形式的儲能項目。

根據CNESA前瞻產業研究院2014-2020年統計數據來看，我國新型儲能的結構占比仍較小，新型儲能中電化學儲能為主要儲能方式，而其中以鋰離子電池為主，占比達88.8%。因此，本文所述“新型儲能” “共享儲能”“獨立儲能電站”，均指以鋰離子電池為主要存儲單元的電化學儲能電站。

（三）共享儲能提出

“共享儲能”概念最早由青海省于2018年提出，是指由第三方投資建設的集中式大型獨立儲能電站，除了滿足自身電站需求外，也為其它新能源電站提供服務；電站通過雙邊協商、雙邊競價及單邊調用等模式參與電力交易，降低新能源場站棄電量，并參與電力輔助服務市場。

2019年4月，魯能海西州多能互補集成優化國家示范工程儲能電站進行了共享儲能交易試運營，市場化模式打破了單個電站獨享模式，為“共享儲能”提供了解決方案。

魯能海西州多能互補集成優化國家示范工程坐落于青海省海西州格爾木市，項目總裝機容量700兆瓦，其中光伏200兆瓦、風電400兆瓦、光熱50兆瓦、儲能50兆瓦，配套建設330千伏匯集站和國家級多能互補示范展示中心（又稱“絲路明珠”）一座。

2021年以來，山東、湖南、浙江、內蒙等多個省份陸續出臺了儲能建設指導意見，鼓勵投資建設共享（獨立）儲能電站，研究建立電網替代性儲能設施的成本疏導機制，采用政策傾斜的方式激勵配套建設或共享模式落實新型儲能的新能源發電項目，共享儲能概念得到進一步推廣和外延。

綜合來看，共享儲能是將獨立分散的電源側、電網側、用戶側儲能資源進行整合，并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，提高儲能資源利用率。展開來看，筆者認為共享儲能主要有兩方面含義，一是作為新型儲能電站，可以像傳統儲能電站（例如抽水蓄能電站）一樣，參與電力交易和輔助服務市場，發揮功率調節作用，促進電力供需匹配，提升系統調節支撐能力；二是突出能力共享屬性，以電網為橋梁和紐帶，可為多個新能源電站提供服務，既可以是儲能能力租賃，滿足強配儲能有關要求；也可以是雙邊交易，促進新能源電站增發電量、提升新能源消納比例。

二、共享儲能政策環境

2021年是新型儲能政策年，國家政策、省級政策陸續出臺。儲能政策的大力支持，更深刻的意義在于通過發展儲能，增加光伏和風電等可再生能源的裝機并網規模，最終實現“3060”雙碳目標。

國家層面。2021年7月23日，國家發改委、國家能源局正式印發了《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，提出到2025年，新型儲能裝機規模達3000萬千瓦以上；同時，明確新型儲能獨立市場主體地位。研究建立儲能參與中長期交易、現貨和輔助服務等各類電力市場的準入條件、交易機制和技術標準，加快推動儲能進入并允許同時參與各類電力市場。因地制宜建立完善“按效果付費”的電力輔助服務補償機制，深化電力輔助服務市場機制，鼓勵儲能作為獨立市場主體參與輔助服務市場。鼓勵探索建設共享儲能。

2021年7月29日，國家發改委、國家能源局又聯合印發了《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》（發改運行〔2021〕1138號），對新能源企業購買調峰儲能能力、自建或合建調峰資源等內容，作出了明確的制度安排，并允許調峰資源進行市場化交易。這為共享儲能模式的推廣和應用提供了根本遵循。

省級層面。自2021年來，已有寧夏、青海、山東、河南、湖南、浙江、內蒙古、廣西等九省區陸續出臺了鼓勵共享儲能發展的指導意見。2021年，山東省率先出臺扶持政策，并組織了首批示范項目申報，政策中明確提出，允許儲能在參與調峰輔助服務市場時優先出清、按固定價格補償，并獎勵優先發電量計劃，使儲能電站通過發電權交易獲利。但隨著

現貨市場的試點運行，調峰市場不再運行，原有政策不再適用，山東省因此大力推動儲能參與電力現貨市場。

現貨市場環境下，獨立儲能電站獲利方式將更加靈活。調頻市場和電能量市場可以二選一，儲能電站可以根據對于市場的預判靈活選擇對自己最有利的交易品種。以山東為例，調頻市場價格上限已從8元/兆瓦提高至12元/兆瓦。電能量市場日最高電價價差已經超過1元/千瓦時，遠高于上一年的調峰補償標準0.2元/千瓦時，套利空間更大。

三、共享儲能優勢分析

隨著新型電力系統加快構建，全國多地將配建儲能作為新能源并網或核準的前置條件，通常要求新能源項目配置5-20%、1-2小時的儲能，從而增加調節能力、促進新能源消納。由于新能源初始投資增加、儲能設備質量不高、實際運行效果不及預期，新能源自配儲能模式持續引發行業爭議。從各省實踐來看，共享儲能模式因其優勢多元、模式共贏，越來越多地得到市場認可。

一是優勢多元。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，共享儲能還有明顯的經濟優勢。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。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。

二是模式共贏。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。除向新能源企業收取租金外，共享儲能還可參與各類電力市場獲取相應收入，用于彌補運行成本，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。隨著電力改革深度推進和市場機制逐步完善，共享儲能還可以參與更多市場，進一步提高項目收益率，最終實現儲能投資方、新能源電站以及電網公司的多方互利共贏。

四、共享儲能發展現狀

據公開信息統計，截止發稿前，內蒙古、湖北、山西、寧夏、甘肅、河北、山東、陜西、河南等省均有共享儲能備案項目，據不完全統計，2021年備案的共享儲能項目達85個，總建設規模超12GW/24GWh。

各省備案的共享儲能項目中，單個項目的容量規模在100MWh-400MWh之間，以內蒙古、湖北、山西3省部分項目來看看共享儲能的建設成本，內蒙古6個共享儲能項目建設單價是1.4元/Wh，湖北7個項目單價區間較大，山西省14個項目單價區間0.98~2.5元/Wh。

五、共享儲能商業模式

縱覽全國已推行的共享儲能商業模式，大致可以歸納為以下幾類：一是為新能源電站提供儲能能力租賃服務，獲取租賃收益，這也是目前大部分獨立共享儲能電站最主要的收益來源。二是通過與新能源電站進行雙邊競價或協商交易，通過發現儲能電站“蓄水池”作用進行“低充高放”，降低新能源電站棄電率，實現雙方利益共享和分攤。這主要在青海等新能源消納形勢嚴峻的省份應用為主。三是通過單邊調用，參與電力輔助服務，儲能電站獲取調峰、調頻輔助服務費等，這主要以山東、青海、甘肅等省份為主。四是在電力現貨試點省份，通過參與電力現貨電能量市場，實現峰谷價差盈利。山東已經開始試行。

下面以青海、山東、湖南模式進行重點闡述。

（一）青海模式

2019年4月，由青海國網投建的魯能海西州多能互補集成優化示范工程，正式探索“共享儲能”；項目規模50MW/100MWh，這是全國首座接入大電網的共享式儲能電站。2019年5月31日，西北能監局發布《青海電力調峰輔助服務市場化運營規則》，詳細規范了青海的儲能輔助服務調峰市場化機制，標志著青海共享儲能商業模式有了制度保障。

青海共享儲能以儲能市場化交易和調峰輔助服務市場交易兩種商業化運營模式，建成了共享儲能市場化交易平臺和區塊鏈平臺。其中，儲能市場化交易模式是指新能源和儲能通過雙邊協商或市場競價形式，達成包含交易時段、交易電價、電量及交易價格等內容的交易意向。調峰輔助服務市場交易模式是指市場化交易未達成且條件允許時，電網按照約定的價格直接對儲能資源進行調用，在電網有接納空間時釋放，以增發新能源電量。

為了保障交易的公平性、安全性、及時性，在共享儲能中引入了區塊鏈技術，通過大家都認同的約定方式實現交易間的快速撮合，并對交易數據進行加密、上鏈、存證，實現交易數據精準追溯。

2022年3月11日從國網青海電力獲悉，青海共享儲能電站通過市場化交易累計增發新能源電量超1億千瓦時。截至2022年2月底，青海電網并網電化學儲能容量為36.3萬千瓦/49.8萬千瓦時，其中參與共享儲能的電站有2座，總容量為8.2萬千瓦/16.4萬千瓦時，共有366家新能源發電企業參與共享儲能交易，累計成交3533筆，總充電量9903萬千瓦時，總放電量8134萬千瓦時，累計增發新能源電量10127萬千瓦時，實現了新能源企業與儲能企業互利共贏，緩解了電網調峰壓力。

值得注意的是，2021年，青海儲能發展先行示范區行動方案獲得國家能源局批復。對于青海省，《方案》提出研究儲能電站過渡性扶持政策，探索以年度競價方式確定示范期內新建“共享儲能”項目生命周期輔助服務補償價格。目前青海省投運的兩座共享儲能電站，盈利主要通過與新能源企業達成調峰輔助市場雙邊協商交易并通過調度機構單邊調用來獲取固定的調峰輔助服務補償。由于涉及多方利益，現有模式協調成本較高，年度競價的引入有望降低各方交易成本。

此外，《方案》還提出要加快青海省輔助服務市場建設和電力現貨市場建設。青海省并不在電力現貨市場建設的前兩批試點范圍內，但2020年底時曾對外發布過《青海電力現貨市場建設方案（征求意見稿）》，提出分階段建設現貨市場的方案。其中，初期僅允許新能源作為市場中主體，儲能可參與中長期交易和輔助服務交易。隨著現貨市場建設的逐步推進，不久的將來，青海的共享儲能電站也將通過現貨市場獲取收益。

（二）山東模式

2021年4月8日，山東省發展改革委、省能源局、國家能源局山東監管辦聯合印發了《關于印發<關于開展儲能示范應用的實施意見>的通知》（魯發改能源〔2021〕254號），指出要通過試點示范，促進新型儲能技術研發和創新應用，培育具有市場競爭力的商業模式，形成可復制、易推廣的經驗做法。

山東首批示范項目規模為50萬千瓦左右，在支持政策中明確提出：示范項目參與電力輔助服務報量不報價，在火電機組調峰運行至50%以下時優先調用，按照200元/兆瓦時給予補償；示范項目充放電量損耗部分按照工商業及其他用電單一制電價執行。結合存量煤電建設的示范項目，損耗部分參照廠用電管理但統計上不計入廠用電。示范項目參與電網調峰時，累計每充電1小時給予1.6小時的調峰獎勵優先發電量計劃。聯合火電機組參與調頻時，Kpd值≥3.2的按儲能容量每月給予20萬千瓦時/兆瓦調頻獎勵優先發電量計劃，Kpd值每提高0.1增加5萬千瓦時/兆瓦調頻獎勵優先發電量計劃。示范項目調峰調頻優先發電量計劃按月度兌現，可參與發電權交易。支持政策暫定5年，期間將視市場環境適時調整。

根據指導意見，山東首批100MW/200MWh共享儲能示范電站，其收益模型主要有三方面：

一是容量租賃費。根據實施意見“風電光伏項目按配建比例要求租賃儲能示范項目代替自建儲能的，可以優先并網、優先消納”。考慮市場競爭因素，租賃價格按400元/千瓦·年考慮，年收益約4000萬元。

二是輔助服務費。根據實施意見，“在火電機組調峰運行至50%以下時優先調用，按照200元/兆瓦時給予補償”。根據山東調度數據，運行至50%以下的調峰時間約1000小時，年收益約2000萬元。

三是優先發電權交易。根據實施意見，“項目參與電網調峰時，累計每充電1小時給予1.6小時的調峰獎勵優先發電量計劃”。發電量計劃交易時，考慮發電上網價格及市場行情，可按度電0.1元（含稅）價格轉讓，年收益約1600萬元。

根據示范項目可研報告，通過參與輔助服務與容量租賃，項目年收入約為7600萬，考慮初期建設費用及運營成本后，項目靜態回收期7.79年，按照十年運營期測算，示范項目內部收益率為6.51%，能夠覆蓋央企關于項目投資收益率的基本要求。

國電投海陽共享儲能電站（100MW/200MWh）(留格國投儲能電站)

隨著電力市場改革的深度推進，共享儲能外圍的形勢政策也在不斷變化。2021年11月，山東省發展改革委、省能源局印發《關于做好煤電機組優先發電全部進入市場有關工作的通知》，明確年初下達的全省煤電公用機組優先發電量計劃全部進入市場，上網電價通過市場化方式形成。

根據國家發改委2021年發布的《關于進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知》（發改辦體改〔2021〕339號）中已明確要求“現貨市場運行期間由現貨電能量市場代替調峰市場”。缺少了調峰市場，原示范政策中構建的儲能收益模型將不復存在。除了租賃收益外，現貨電能量市場交易便成了新的收益來源。

2022年2月底和3月初，位于山東省的留格國投儲能電站、滕源華電儲能電站、關家三峽儲能電站和全福華能儲能電站先后在電力交易中心完成注冊公示，正式成為山東省電力現貨市場的交易主體。這四個電站自此成為全國首批參與電力現貨市場的獨立儲能電站。

根據《山東省電力現貨市場交易規則(試行)（2022年試行版V1.0）》，獨立儲能電站充電功率目前應不低于5兆瓦，持續充電時間不低于2小時。調頻輔助服務市場與現貨市場分開運行，協調出清，儲能電站可以自主選擇參與調頻市場或者以自調度模式參與電能量市場。

從運行情況看，電力現貨交易最低價格-0.08元/千瓦時，最高電價約0.5元/千瓦時，一度電可賺0.42元。而此前，儲能電站屬購電用戶，平均電價為0.66元/千瓦時；賣電平均電價為0.39元/千瓦時，盈利空間十分有限。參與電力現貨交易后，儲能電站成為市場主體，電價低谷時段，以最便宜電價買電，存儲備用；電價峰值時段，參與電網削峰填谷，高價賣電。山東新型儲能電力現貨交易，為全國儲能發展探索了一套全新商業模式，儲能電站將改變過去盈利難的現狀，也為新型儲能多模式、多途徑、多場景、規模化發展注入強勁動力。

（三）湖南模式

2019年，湖南省電網最大峰谷差達15.57GW，平均峰谷差8.8GW，位居各省電網公司首位。為緩解日益嚴峻的電網調峰形勢、促進新能源消納，2020年3月，經多方協商，湖南省28家企業做出了新能源項目配套建設儲能設備的承諾。但因儲能投資成本巨大，兌現配儲承諾的企業寥寥無幾。

為解決儲能建設投資難題，國網湖南綜合能源有限公司積極探索儲能商業化推廣“新出路”，于2020年11月11日發布儲能設備租賃招標公告，正式拉開了新能源側儲能租賃“大幕”。

新能源側儲能租賃，即由國網湖南綜合能源租賃儲能核心設備，建設儲能電站，然后以出租儲能電站使用功能的方式，為新能源開發商提供電量消納服務。儲能企業向國網湖南綜合能源出租核心設備外，其還承擔租賃期內儲能電站核心設備的運維、檢修工作；而儲能電站站內設計、建設與其他相關設備等投資都由國網湖南綜合能源買單。也就是說，儲能電站的建設、運維等成本將由國網湖南綜合能源與新能源開發商兩方共同承擔。這種租賃模式，在一定程度上，也是共享模式，即一個儲能電站可同時由電網企業和新能源企業共同使用、共同承擔成本。一個儲能電站也可為一家或多家新能源開發商提供服務，服務項目的數量取決于儲能電站與新能源項目的規模。

以永州螞蟥塘20MW/40MWh項目為例，假設該項目儲能電池等核心設備的年租金中標價格為1300萬元，新能源開發商租賃儲能電站的費用大約為800萬元/年，其余儲能電站運營費，如設備運維費、電量損耗費等都由國網湖南綜合能源承擔；而若新能源開發商自配一個20MW/40MWh規模儲能，除需支付儲能電站約8000萬元的初始建設投資外，每年還需額外支付70萬元儲能電站運維費用、160萬元大修技改費用和150萬元電量損耗費等，相比之下，租賃儲能模式下的儲能投資壓力將大大減小。

2021年12月31日，由長沙華能自控集團主導投資建設、華自科技整體提供產品及實施的城步儒林10萬千瓦/20萬千瓦時儲能示范電站成功并網運行，該儲能站是湖南首個社會資本投資的電網側儲能示范電站，也是目前國內社會資本投資最大單體電網側儲能示范電站。建成后將有效引領湖南省社會資本投資儲能產業，成為電網側電池儲能發展的示范。

根據規劃報告，預計到2025年，湖南省將新增風電裝機458萬千瓦、光伏裝機475萬千瓦，屆時，將新增儲能裝機139.1萬千瓦/230.7萬千瓦時（按15%配比計算）。可見，湖南電網對于儲能有著迫切、持續的需求。但因儲能初始投資成本偏高、盈利空間嚴重不足，導致各方對于投資建設儲能項目的積極性并不高。而儲能電站租賃模式的推廣將大大降低儲能設備投資成本，緩解了“無人愿意為配置儲能買單”的尷尬局面。

目前，湖南新能源企業配套建設儲能在能源行業、政府監管部門已基本達成了共識。湖南省政府正牽頭制定產業政策和發展規劃，力爭在未來五年，將湖南打造成全國領先的儲能產業創新中心、儲能產業制造中心和儲能產業應用中心。

未來，湖南儲能產業規劃還將從四方面著手：一是明需求，分情景明確儲能需求總量、結構、空間分布等；二是擬方案，擬定儲能技術路線、儲能規模、儲能布局等；三是做比選，比較不同儲能方案優劣，提出推薦方案；四是提舉措，提出儲能商業模式建議、配套政策措施等。

六、共享儲能發展建議

一是完善政策標準建設，牢筑產業基礎。目前儲能在商業化道路上面臨技術性、經濟性等多種挑戰，在儲能技術裝備研發和應用示范、電力市場建設和儲能價格機制等方面缺乏更明確的政策支持與相關標準體系的制定。應進一步完善儲能材料標準體系，推動儲能設備并網運行等相關標準和安全規范的制訂，并針對儲能的主要應用場景，編制針對性規程規范，提高系統的安全性、可靠性及綜合效益。

二是加強技術攻關，促進商業化轉換。儲能產業的發展離不開技術的創新，目前國家對儲能關鍵材料、單元、模塊及短板技術已經加大力度攻關，唯有實現儲能核心技術裝備的自主可控，持續提升產品性能指標和市場競爭力才能促進整個儲能產業高效發展。《“十四五”新型儲能發展實施方案》提出了到2025年電化學儲能成本降低30%以上的目標。過去一年中國鋰電儲能系統招標價格普遍處在1.3-2元/Wh的區間，按此計算，下降三成將達到0.91-1.4元/Wh的水平，技術降本將成為最主要實現路徑。

三是加快商業模式探索，實現市場化發展。青海共享儲能探索出的商業模式已經成功運作，可在三北地區廣泛推廣。在新能源消納比例要求高且經濟發達的中東部地區，隨著未來輔助服務市場規則與電能量市場掛鉤，調峰、備用與現貨市場實現聯合優化出清，獨立儲能可同時參與中長期交易、現貨、調峰、備用等多個電力市場，并為網內風電、光伏等新能源提供一定容量的租賃服務，山東已經邁出了第一步。

四是打通資本渠道，提升儲能發展新價值。隨著多元主體的不斷加入，共享儲能商業模式要想探索出一條長遠可行的道路，更需要構建多元化、多渠道、多產品的融資體系，開創新型金融服務模式，形成一批可復制、可推廣的產融結合模式，積極融入地方經濟社會發展，實現經濟效益、社會效益、生態效益的有機統一。

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