2021年下半年以來，安徽省內大型儲能電站建設提速，安徽省首個電網側儲能電站金寨縣100兆瓦/200兆瓦時儲能示范項目于10月開工，淮北、肥東等地也已有儲能電站項目計劃今年布局，均希望采用共享模式實現商業化運營。
（作者：國網安徽省電力有限公司經濟技術研究院 張理、王寶、任曦駿）
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。2021年國家發改委在《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》中，提出鼓勵探索建設共享儲能，開啟了儲能產業發展新業態。
近日，國網安徽經研院針對共享儲能發展模式開展研究分析，認為共享儲能與新能源自配儲能相比，具有易于調度、質量可控、收益多元等多重優勢，安徽省“十四五”共享儲能模式市場空間廣闊，對新能源企業更具低成本支出吸引力，但共享儲能模式在全省推廣應用仍需更加完善的市場機制和配套政策。
優勢多元化多地開啟共享儲能示范試點
“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，將分散的電網側、電源側、用戶側儲能資源整合并優化配置，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。”合肥工業大學管理學院副研究員李蘭蘭說道。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%。也就是說，100MW/100MWh共享儲能電站的實際等效配置容量可達105MW/105MWh，增加的5MW/5MWh儲能，相當于當前全省典型50MW光伏電站自配的10%儲能。”國網安徽經研院新能源與儲能領域專家沈玉明解釋說。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。
共享即共贏共享儲能商業化運營加速落地
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50MW光伏電站建立儲能容量租賃協議為例，考慮光伏電站自建15%儲能、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213萬元/年，共享儲能電站對單個光伏電站收取的租金約200萬元/年。“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穩定的成本回收渠道。”國網安徽經研院副院長朱劉柱說。
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。現階段安徽省內共享儲能電站可參與調峰輔助服務市場，隨著市場機制逐步完善，下階段可通過參與更多市場提升項目經濟性。“我們按照電力行業8%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。后續隨著省內電力現貨市場運行，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8%以上。”朱劉柱補充道。
安徽省“十四五”能源電力規劃即將發布，將提出“十四五”風電、光伏裝機規模目標，預計“十四五”安徽新能源仍將快速發展，電力系統平衡調節能力不足與新能源倍增發展矛盾更加突出。國網安徽電力將積極營造共享儲能發展環境，配合政府做好輔助服務市場完善和省內電力現貨市場建設，擴大共享儲能收入來源，助力共享儲能模式加快落地，更好服務構建以新能源為主體的新型電力系統。
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