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　　首先，探討了共享儲能的研究背景及意義，分析了國內共享儲能產業(yè)的發(fā)展，梳理了國家、省市層面支持共享儲能的相關政策，并對政策進行了分析;其次，探討了青海、山東和新疆等地區(qū)共享儲能建設現(xiàn)狀，對典型地區(qū)的共享儲能運營模式進行了分析;最后，對共享儲能的發(fā)展進行了總結并提出相關意見。

　　實現(xiàn)碳達峰碳中和，提升電力系統(tǒng)調節(jié)能力，促進新能源消納和能源結構優(yōu)化調整，努力構建清潔低碳、安全高效能源體系，是黨中央、國務院作出的重大決策部署。共享儲能作為支撐新型電力系統(tǒng)建設的重要舉措之一，可有效提升能源電力系統(tǒng)調節(jié)能力、綜合效率和安全保障能力，在電力系統(tǒng)中擁有廣泛的應用場景。

　　目前，我國主要由發(fā)電企業(yè)、電網企業(yè)及用戶投資建設各應用場景下的儲能電站，現(xiàn)有的發(fā)電側儲能、電網側儲能及用戶側儲能通常僅為單一主體服務，然而該類儲能運營模式普遍存在利用效率、成本效益等方面的問題，制約了儲能商業(yè)化發(fā)展與運行。儲能利用效率較低，尚未實現(xiàn)平均每日一次滿充滿放。一般的配套儲能項目往往只服務于單一的可再生能源電站，不同的儲能電站之間沒有直接的聯(lián)系，商業(yè)模式簡單，無法實現(xiàn)儲能的經濟運營。

　　共享儲能可整合電網側、電源側和用戶側的資源，為區(qū)域范圍內的可再生能源電站和電網提供服務，可實現(xiàn)新能源發(fā)電企業(yè)和儲能電站的共贏。

　　研究背景及意義

　　共享儲能模式與服務單一主體的儲能運營模式相比，共享儲能具有靈活性強、適用場景廣、分布廣泛及投資主體與結算界面清晰等優(yōu)勢，可以有效提升高滲透率下電網的穩(wěn)定特性和對新能源的消納能力，提高儲能利用率和儲能項目收益率，已成為能源互聯(lián)網框架中儲能應用的重要研究方向之一。大規(guī)模集中式共享儲能結構如圖1所示。

　　共享儲能的投資主體清晰，有利于提升資本對儲能電站投資積極性。共享儲能與發(fā)電設備、用戶側微電網等建設徹底分開，在投資界面上，主體清晰明確。一方面，第三方資本有更多機會參與儲能投資建設;另一方面，產權與收益的明晰將有效降低儲能投資評估的難度。同時，共享儲能與傳統(tǒng)儲能電站相比，經濟效益有所提高，有利于提升各類資本投資儲能電站的積極性，促進儲能項目的開展。共享儲能的結算界面清晰，有利于促進共享儲能運營商市場主體發(fā)展。發(fā)電側與用戶側儲能相比，共享儲能參與輔助服務的結算界面清晰，所提供的輔助服務種類與調節(jié)電量計量相對容易，有利于促進儲能形成共享的輔助服務提供商身份，并推動儲能電站根據(jù)電力市場相關機制探索形成一定的商業(yè)模式。

　　隨著電力市場化改革的不斷加深，可再生能源配套儲能電站或獨立儲能設備以共享儲能的形式參與輔助調峰市場將成為可能。如何合理地設計共享儲能商業(yè)模式、建立高效的儲能交易平臺，將成為我國未來儲能電站發(fā)展建設的關鍵因素。

　　國內共享儲能支持政策研究

　　1. 國家層面共享儲能支持政策

　　近幾年來，國家出臺了一系列探索建設共享儲能商業(yè)模式的政策。2021年7月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)了《國家發(fā)展改革委國家能源局關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》(發(fā) 改能源規(guī)〔2021〕1051號)。文件中明確了新型儲能獨立市場主體地位，鼓勵探索建設共享儲能。建立“按效果付費”的電力輔助服務補償機制，深化改革電力輔助服務市場機制，鼓勵不同儲能作為獨立市場主體參與電力市場。鼓勵結合源、網、荷不同需求探索儲能多元化發(fā)展模式。

　　2021年7月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)了《國家發(fā)展改革委國家能源局關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網規(guī)模的通知》(發(fā)改運行〔2021〕1138號)。為促進風電、太陽能發(fā)電等可再生能源大力發(fā)展和充分消納，鼓勵各發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰儲能能力，增大新能源發(fā)電裝機，擴大并網規(guī)模。其中最關鍵的是允許發(fā)電企業(yè)購買儲能或調峰能力，增加并網規(guī)模。

　　2017年，國家能源局印發(fā)的《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》(國能發(fā)監(jiān)管〔2017〕67號)通知中指出：建立電力中長期交易涉及的電力用戶參與電力輔助服務分擔共享機制。開展電力用戶與發(fā)電企業(yè)中長期交易的地區(qū)應建立電力用戶參與電力輔助服務分擔共享機制。國家共享儲能支持政策見表1。

　　2. 省市共享儲能支持政策

　　2021年青海、寧夏等六省先后在政策中明確提出建設發(fā)展共享儲能。青海省率先響應共享儲能支持政策。國家能源局西北監(jiān)管局發(fā)布了《青海省電力輔助服務市場運營規(guī)則(征求意見稿)》，指出要不斷深化輔助服務分擔共享新機制。進一步通過市場機制提升電網調峰能力和新能源電量消納水平，明確共享儲能電站的準入條件。規(guī)則中闡述了共享儲能如何參與調峰服務市場。明確了共享儲能調峰服務市場化交易模式:雙邊協(xié)商交易和市場竟價交易。

　　山東省對共享儲能的發(fā)展也格外重視。山東省發(fā)展改革委、能源局和山東監(jiān)管辦公室聯(lián)合印發(fā)《關于開展儲能示范應用的實施意見》。文件中指出要創(chuàng)新儲能發(fā)展模式，支持各類市場主體投資建設運營共享儲能設施，鼓勵風電、光伏發(fā)電項目優(yōu)先租賃共享儲能設施，租賃容量視同其配建儲能容量。健全支撐體系，根據(jù)電力系統(tǒng)調節(jié)能力，按年度發(fā)布儲能容量需求信息，依托山東電力交易平臺，培育儲能輔助服務和容量租賃市場。

　　山東省能源局發(fā)布的《山東省能源發(fā)展 “十四五”規(guī)劃(征求意見稿)》指出，鼓勵新建集中式風電、光伏項目按照一定比例配建或租賃儲能設施。支持建設運營共享儲能設施，鼓勵風電、光伏項目優(yōu)先租賃共享儲能設施。建立健全儲能配套政策，完善儲能市場化交易機制和價格形成機制，支持儲能設施參與輔助服務市場和電力現(xiàn)貨市場。

　　2021年10月，湖南省發(fā)展改革委發(fā)布的《關于加快推動湖南省電化學儲能發(fā)展的實施意見》明確了以發(fā)展電網側獨立儲能為重點，集中規(guī)劃建設一批電網側儲能電站。風電和集中式光伏發(fā)電項目應分別按照不低于裝機容量15%和5%的比例(儲能時長2 h)配建儲能電站，對于沒有條件配建儲能電站的項目，可通過市場租賃方式按上述比例落實儲能容量。其中，新增項目在申報時應明確配建或租賃方案，積極推動分布式光伏發(fā)電項目配建儲能電站或購買儲能服務。積極推動電網側儲能合理化布局，以建設大規(guī)模集中式共享儲能為主，統(tǒng)籌項目選點，優(yōu)先在新能源資源富集的地區(qū)建設一批電網側獨立儲能項目。

　　共享儲能支持政策見表2。

　　典型地區(qū)共享儲能現(xiàn)狀分析

　　1. 青海省共享儲能現(xiàn)狀分析

　　青海省的可再生能源資源富足并大力發(fā)展新能源產業(yè)。青海省可再生能源裝機比例每年不斷攀升，傳統(tǒng)的單個可再生能源場站配建儲能面臨調峰調頻、電量平衡及安全運行等嚴峻的挑戰(zhàn)。

　　青海最早對共享儲能模式展開了一系列實踐探索。2020年11月，國內第一個商業(yè)化獨立儲能電站——格爾木美滿閔行儲能電站在青海省海西州格爾木市建成并網運營。該項目投資約1.2億元，規(guī)模為16 MW，容量64 MW·h，是由第三方獨立市場主體投資建設并參與市場化運營的共享儲能電站，第三方獨立市場主體擁有運維團隊，儲能電站獲取的全部收益歸自身所有。項目建成后接受青海省調直接調度，主要參與輔助調峰服務市場化交易。通過共享儲能創(chuàng)新商業(yè)模式，實現(xiàn)能量時移，從而提高當?shù)仉娋W新能源消納和外輸能力，有效降低周邊地區(qū)可再生能源站的棄光率。獨立儲能電站的運營模式為自投資、自運營。

　　2019年，青海省電網采用市場合約方式，對多家新能源企業(yè)進行了共享儲能調峰輔助服務試點，該試點交易的市場主體有魯能海西多能互補電站、龍源格爾木光伏電站和國投華靖格爾木光伏電站。魯能海西多能互補儲能電站為配建自用電站，在此次共享儲能交易中首次作為電網側儲能電站納入電網調峰，受電網側統(tǒng)一調度。

　　試點成功驗證了面向可再生能源消納的共享儲能輔助服務交易模式的可行性。共享儲能提高了光伏電站發(fā)電量的同時，也提高了對風電和光伏發(fā)電的消納水平以及電力系統(tǒng)運行的穩(wěn)定性。青海省共享儲能利用區(qū)塊鏈技術，合理地建設了共享儲能交易平臺，整合了源-網-荷的儲能資源。以電網為樞紐，將電源側、用戶側和電網側儲能資源進行了優(yōu)化配置，創(chuàng)新了儲能的商業(yè)運營模式，有效激發(fā)了儲能電站參與調峰輔助服務的積極性，豐富了儲能電站的盈利模式，實現(xiàn)源網儲三方以至多方共贏。

　　2. 山東省共享儲能現(xiàn)狀分析

　　山東電網調峰、新能源消納嚴重不足，截至 2021年底，山東電網已無新項目消納空間，平均每天有8 h階段性棄電，電網安全運行面臨較大壓力。目前，山東電網現(xiàn)有調整能力已發(fā)揮到極致。預計 “十四五”期間,山東的新能源裝機比例還會進一步提升。根據(jù)山東電力規(guī)劃數(shù)據(jù)，2021年系統(tǒng)調峰容量缺少約1 209萬kW。

　　山東模式采用單方或多方融資的形式建設共享儲能電站，投資方參與運營維護，以租賃的模式給發(fā)電企業(yè)與用戶提供儲能服務。積極引導社會資本進入儲能電站建設領域，減少儲能電站初始資金投入，實現(xiàn)多方合作共贏。

　　華電滕州集中共享式儲能電站是目前全國最大的集中共享式電化學調峰類儲能項目?？傮w建設規(guī)模101 MW/202 MW·h，其中包括100 MW/200 MW·h 磷酸鐵鋰電池儲能系統(tǒng)，同步建設1 MW/2 MW·h 液流電池儲能系統(tǒng)，設計年限25年。可實現(xiàn)頂峰發(fā)電、迎峰發(fā)電，能承擔負荷調整和滿足日負荷曲線陡坡部分的變化，有效平抑地區(qū)電網負荷波動，穩(wěn)定電網頻率，提高電能質量。

　　三峽能源慶云獨立儲能電站是山東省首批儲能示范項目，該項目位于山東省德州市慶云縣。項目規(guī)劃總容量300 M W/600 M W·h。該項目單次充電可儲存20萬kW·h的清潔電能，可實現(xiàn)新能源“錯峰收儲”和“移峰填谷”，有效提升新能源資源綜合利用率和電網安全穩(wěn)定運行水平。

　　山東省共享儲能電站見表3。

　　3. 新疆省共享儲能現(xiàn)狀分析

　　新疆電網在新能源匯集且網架條件較好的區(qū)域擬建設共享儲能電站，通過市場化手段調控模式，實現(xiàn)儲能電站的共享。在電網與負荷有需求和接納空間時釋放電量，增發(fā)新能源，增加儲能電站的利用率，減少棄電比，同時增加電網的平衡能力，減少事故備用，降低共享儲能電站投資風險。

　　新疆推進的儲能模式為電源側的“新能源+儲能”運營模式和“單體+共享”儲能模式，目前在新疆電網已接入發(fā)電側儲能電站6座，全部在南疆地區(qū)，共計6萬kW/12.3萬kW·h，均為光伏電站內集中布置。2021年計劃在博州、哈密、烏魯木齊、和田、阿克蘇和巴州地區(qū)投運9座儲能電站，見表4。