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隨著建立以新能源為主的新型電力系統(tǒng)深入推進與貫徹落實，新能源行業(yè)迎來飛躍式發(fā)展，逐漸成為中國經濟發(fā)展的新動力。根據國家能源局于近期發(fā)布的2022年全國電力工業(yè)統(tǒng)計數據顯示，截至2022年12月底，全國累計發(fā)電裝機容量約25.6億千瓦，同比增長7.8%。

其中，風電裝機容量約3.7億千瓦，同比增長11.2%；太陽能發(fā)電裝機容量約3.9億千瓦，同比增長28.1%。新能源行業(yè)的快速發(fā)展也是一把雙刃劍，讓新能源消納與電網調峰壓力日益突出，對新型電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行帶來了更加嚴峻的挑戰(zhàn)。

在此背景下，“新能源＋儲能”成為解決問題的主流手段。不過儲能由于造價高，經濟性差等弊端逐步凸顯。最近兩年，作為新型儲能的創(chuàng)新型商業(yè)模式，共享儲能呈異軍突起之勢，其以調度運行更高效、經濟效益更凸顯、運營路徑可持續(xù)等優(yōu)勢，成為促進新能源配置儲能高質量發(fā)展的重要途徑。

共享儲能的春天來了

隨著新型電力系統(tǒng)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(jié)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(xù)引發(fā)行業(yè)爭議。2021年國家發(fā)改委在《關于加快推動新型儲能發(fā)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(yè)發(fā)展新業(yè)態(tài)。

據了解，“共享儲能”概念最早由青海省于2018年提出，青海省將共享儲能的充放電模式由每日“一充一放”調整為“多充多放”，通過提高儲能電站利用率來實現經濟收益。根據不完全數據顯示，2022年，全國共享儲能報備項目數目一度出現“井噴”，陜西、山東、浙江、河北、四川成都、安徽、廣西、湖南、青海、河南等十省市先后公布新型儲能示范項目216個，規(guī)模合計22.2GW/53.8GWh，其中新增的共享儲能項目達到38GWh。近日，國網安徽經研院針對共享儲能發(fā)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(yōu)勢。

同時，基于輔助服務市場、現貨市場逐步開放和完善，2023年，共享儲能發(fā)展或將迎來爆發(fā)“前夜”：配儲模式將逐步退出歷史舞臺，共享儲能有望上升為主流模式。“實踐表明，共享儲能模式既可為電源、用戶自身提供服務，也可以靈活調整運營模式實現全網共享儲能，從而為新能源消納、電力電量平衡和電網運行安全提供強有力保障。”曾有國網青海省電力調度控制中心相關負責人在接受媒體采訪時表示。

共享儲能項目有望解決消納問題

理論上講，各地統(tǒng)一要求“強配”儲能，主要是為了解決風光難以消納的問題。

但新能源強配儲能造成社會投資浪費。根據國家發(fā)改委數據顯示，2021年投運的儲能電站整體運營時段平均利用小時數只有483小時，配置儲能的新能源電站仍按常規(guī)新能源電站方式調度。因此，現在更多的新能源發(fā)電站將目光投向了共享儲能電站，這在一定程度上，能夠解決消納問題，并為廠商降低投資成本。

根據中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟相關統(tǒng)計，僅2022年并網投運的共享儲能電站38座，總規(guī)模達3GW/6GWh，啟動施工建設和EPC/設備招標的共享儲能電站109座，總規(guī)模達16.5GW/35GWh。

例如去年年底，寧夏電投100MW/200MWh共享儲能示范項目實現并網。該項目是國內首個液冷儲能的電力電子化應用，也是國內首批百兆瓦級液冷儲能項目之一，采用科華數能先進的S³液冷儲能系統(tǒng)方案，一定程度上可以解決當地寧東新能源大基地新能源接入電網的消納問題，此外可以給電網提供調峰服務，提高電網穩(wěn)定性。同時，作為輔助調峰、調頻的樞紐站，該項目年調峰能力可達8000萬千瓦時以上，相當于10萬戶居民一年的生活用電量。同時，該項目也可為電網提供事故備用、黑啟動、需求響應支撐等多種輔助服務，對加快推進大規(guī)模儲能在電力調峰及可再生能源電源并網中的應用具有重要意義，為持續(xù)推進新型儲能建設提供重要參考。

不僅如此，科華數能的共享儲能電站與市面其他儲能電站相比，采用了液冷的先進制冷技術，為系統(tǒng)設計了三級消防、三級防爆、三級絕緣監(jiān)測等領先的解決方案，并且針對每一簇電池進行精細化管理控制，確保整個儲能電站的安全、高效運行。

共享儲能經濟性更強收益性更穩(wěn)

說到儲能發(fā)展，其面臨最大的阻礙是收益問題，新型儲能項目只有滿足投資回報率才能通過投資決策。投資費用、運營費用、收入的估算和技術路線的選擇對投資回報率有較大的影響，一般儲能電站的成本回收均需要十年左右時間。

但共享儲能在經濟性方面具有明顯優(yōu)勢。穩(wěn)定共享儲能電站收益來源、建立可持續(xù)的商業(yè)運營路徑，是共享儲能模式推廣應用的關鍵。通過規(guī)?；少弮δ茉O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(yōu)勢，還可通過充分利用多個新能源場站發(fā)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(jié)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曾向媒體解釋說。隨著技術進步疊加規(guī)模效應，共享儲能度電成本在“十五五”期間將接近抽蓄水平。

共享儲能以電網為紐帶，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(yōu)化配置，交由電網進行統(tǒng)一協(xié)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。共享儲能模式不僅有利于促進新能源電力消納、縮短投資回收周期，提高項目收益率，而且有利于促進儲能形成獨立的輔助服務提供商身份。

就以科華數能先進的S³液冷儲能大規(guī)模儲能電站來看，其主要收益點，一方面來自其他新能源廠區(qū)的租賃費用，另一方面來自于為電網提供調峰輔助服務帶來的收益。假設容量租賃和調峰輔助服務各占50%，租賃價格按照350元/kW，調峰輔助服務按照示范項目0.8元/kWh，項目初始投資1.8元/Wh，年運行300天，則5年便可收回投資成本。

原題目：共享儲能來了！