中國儲能網(wǎng)訊：一. “共享儲能”商業(yè)模式概覽
1.1 傳統(tǒng)儲能項目商業(yè)模式困境
在“共享儲能”被提出之前，我國儲能項目以發(fā)電側的新能源配儲以及用戶側的工商業(yè)儲能為主。
新能源配儲方面，當前已有超過20個省份出臺了有關新能源場站強制配儲的政策，配儲比例多為場站容量的10%~20%。然而，隨著首批并網(wǎng)的新能源配儲項目運營幾年下來，該模式的弊端逐漸顯現(xiàn)。首先是新能源配儲極低的利用率，據(jù)中電聯(lián)2022年統(tǒng)計，新能源配儲能利用系數(shù)僅為6.1%，整體調用情況較差。其次，新能源配儲投資、建設、運維通常由發(fā)電企業(yè)獨自承擔，會給發(fā)電企業(yè)帶來的巨大經(jīng)濟成本，新能源配儲不僅沒能幫助項目提振收益，反而成為了發(fā)電企業(yè)的經(jīng)濟負擔。當前，越來越多的從業(yè)者意識到新能源配儲這一模式并不能體現(xiàn)儲能的價值，而且對儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展有著消極作用，叫停新能源強制配儲的呼聲也開始出現(xiàn)。
工商業(yè)儲能方面，隨著電價機制改革的不斷推進，儲能項目已在峰谷價差更大的經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)實現(xiàn)了較好的經(jīng)濟性。當下行業(yè)的普遍觀點是，在峰谷價差超過0.7元/kWh的情況下，用戶側儲能可實現(xiàn)盈利，目前我國已有多個省份實現(xiàn)了大于0.7元/kWh的峰谷價差。然而大部分工商業(yè)儲能服務于工商業(yè)園區(qū)，項目建設、運維過程中需要與多方業(yè)主頻繁的溝通與協(xié)調，對于大型園區(qū)來說極其耗時耗力。其次，初期的工商業(yè)儲能不具備獨立的市場地位，通常依附于園區(qū)業(yè)主與電網(wǎng)開展交易，存在應收賬款回款問題，項目現(xiàn)金流壓力大。最后，工商業(yè)儲能多采用合同能源管理的模式，存在融資難、重資產(chǎn)、風險收益不共擔等問題，這些都嚴重限制了工商業(yè)儲能的發(fā)展空間。
1.2 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)關鍵節(jié)點，服務于區(qū)域內所有電力市場參與方的獨立儲能電站。其背后有兩個關鍵屬性，“共享”與“獨立”?！肮蚕怼笔侵竷δ茈娬静痪窒抻诜諉我坏陌l(fā)電/用電方，而是將儲能設施開放給多個用戶使用。儲能設施的使用權和收益權被分割為多份，不同用戶可以根據(jù)自己的需求和能力購買相應的份額，通過精細的調度管理和靈活的交易機制，各取所需，實現(xiàn)多方共贏；“獨立”是指儲能場站由獨立第三方投資、建設、運營，并以獨立身份參與電力市場交易。
二. “共享儲能”產(chǎn)業(yè)政策
2.1 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。2021年7月，國家發(fā)改委、國家能源局在聯(lián)合印發(fā)的《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》中指出“明確新型儲能獨立市場主體地位，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。”這是共享儲能這一概念首次出現(xiàn)在國家層面的政策當中，明確要求加快推動共享儲能參與市場以及加快建設各類市場配套機制，為共享儲能的發(fā)展注入了強勁動力。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、新疆等超過十五個省份與地區(qū)出臺了有關共享儲能的政策（詳見表1），共享儲能模式在全國得到廣泛推廣。
2.2 山東政策分析
2021年4月8日，山東發(fā)改委、能源局、能監(jiān)辦印發(fā)《關于開展儲能示范應用的實施意見》通知，提出“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”的主要任務。政策規(guī)定共享儲能項目功率不低于50MW，充放電時長不低于2小時，可參與輔助服務與容量租賃市場。在隨后出臺的《關于促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》中進一步規(guī)定，“獨立儲能可參與電力現(xiàn)貨市場，作為獨立市場主體參與市場交易，充電時為市場用戶，放電時為發(fā)電企業(yè)”對共享儲能的市場地位進行了詳細的定義。同時政策也確認參與現(xiàn)貨市場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，進一步增厚了共享儲能的項目收益。借此，山東成為我國首個出臺省級電力現(xiàn)貨市場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施細則：
容量市場運行前，參與電力現(xiàn)貨市場的發(fā)電機組容量補償費用從用戶側收?。?
風電、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，相關收益費用由發(fā)電主體與電力用戶分攤；
示范項目在火電機組調峰運行至50%以下時優(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(xiàn)，可參與發(fā)電權交易。
2.3 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站，再向新能源場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《關于加快推動湖南省電化學儲能發(fā)展的實施意見》，明確了儲能的獨立市場主體地位，并要求研究建立儲能參與中長期交易、現(xiàn)貨和輔助服務市場的機制與標準，為開啟湖南儲能商業(yè)化運營奠定了基礎。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，獲得調峰輔助服務收入。且以充電量計量報價，忽略儲能站充放電轉換效率的影響；
提供功率大于30MW調峰服務報價，時長小于1小時最高報價550元/MWh，長于1小時最高報價600元/MWh；
儲能電站具備提供旋轉備用技術條件后，方可作為賣方參與交易；
儲能電站上網(wǎng)電量減免輔助服務費用分攤；
值得一提的是，湖南容量市場是全國首個允許儲能進入的容量交易試點方案，積極探索了儲能容量平臺化、公允化交易的可行性。
三. “共享儲能”項目案例分析
3.1 “共享儲能”商業(yè)模式
3.2 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，隨著新能源大量并網(wǎng)，棄風棄光現(xiàn)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巨大需求。受該需求驅動，該省目前正處于共享儲能示范項目大規(guī)模推廣階段，僅2022年全年就有25個規(guī)模在100MW/200MWh左右的鋰電獨立儲能項目入選示范項目清單。結合該省在推進電力現(xiàn)貨市場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、市場最為活躍的地區(qū)之一。
本節(jié)選擇上述25個示范項目之一進行案例分析，該項目容量100MW/200MWh，采用磷酸鐵鋰電池，收益分為三類：（1）參與電力現(xiàn)貨交易；（2）儲能容量租賃收益；（3）現(xiàn)貨市場容量補償電價收益。 
來源：中國儲能網(wǎng)圖庫
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(shù)（全容量參與電力現(xiàn)貨市場交易次數(shù)）：230次，每次充放電深度90%；
（2）峰谷電價差：保守估計可套利的平均電價差為0.6元/kWh；
（3）容量租賃價格：因此我們保守估計該項目租賃價格200元/kWh.年，租賃比例80%；
（4）容量補償收入：330萬元左右；
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，具體測算結果見下表：
3.3 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(jù)《湖南省電力支撐能力提升行動方案（2022—2025年）》，到2025年全省風電、光伏裝機規(guī)模達2500萬千瓦以上，對應配套儲能需求超過3000MW，儲能市場規(guī)模可觀。與此同時，湖南省正在積極推進建設全國首個允許儲能進入的容量交易市場，有望極大提升共享儲能的市場活躍度與經(jīng)濟效益。
本節(jié)選取某能源集團為其“十四五”期間新能源規(guī)劃配套建設的共享儲能項目進行案例分析，項目容量100MW/200MWh，采用磷酸鐵鋰電視，項目收益分為兩類：（1）調峰輔助服務收入；（2）長期租賃協(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） 年調峰輔助服務次數(shù)與價格：200次，平均報價在0.3125元/kWh；
（2） 容量租賃價格：40萬元/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，具體測算結果見下表。
四. “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環(huán)境下共享儲能的項目投資提出如下建議：
（1）共享儲能項目應選址于電網(wǎng)關鍵節(jié)點（變電站）附近，有嚴重消納問題的節(jié)點最佳；
（2）共享儲能依賴多元化的營收模式；
（3）共享儲能電站的運行策略需要深入研究，不能簡單套用“300天、兩充兩放”模式；
（4）共享儲能項目得益于成熟的電力現(xiàn)貨市場建設；
（5）目前各地共享儲能項目仍處于早起示范階段。在市場初期入局，可以獲得先發(fā)優(yōu)勢與議價權，但也會承擔更大的風險。
