建设共享储能开启储能产业高质量发展新业态-世界今头条

  随着建立以新能源为主的新型电力系统深入推动与贯彻落实，新能源行业迎来飞跃式发展，慢慢的变成为中国经济发展的新动力。依照国家能源局近期发布的2022年全国电力工业统计多个方面数据显示，截至2022年12月底，全国累计发电装机容量约25.6亿千瓦，同比增长7.8%。其中，风电装机容量约3.7亿千瓦，同比增长11.2%；太阳能发电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长28.1%。

  新能源行业的加快速度进行发展也是一把双刃剑，让新能源消纳与电网调峰压力一天比一天突出，对新型电力系统安全稳定运行带来了更加严峻的挑战。在此背景下，“新能源＋储能”成为处理问题的主流手段。不过储能由于造价高，经济性差等弊端逐步凸显。最近两年，作为新型储能的创新型商业模式，共享储能呈异军突起之势，其以调度运行更高效、经济效益更凸显、运营路径可持续等优势，成为促进新能源配置储能高质量发展的重要途径。

  随着新型电力系统加快构建，全国多地将配建储能作为新能源并网或核准的前置条件，通常要求新能源项目配置5-20%、1-2小时的储能，从而增加调节能力、促进新能源消纳。由于新能源初始投资增加、储能设备质量不高、实际运行效果没有到达预期，新能源自配储能模式持续引发行业争议。2021年国家发改委在《关于加快推进新型储能发展的指导意见》中，提出鼓励探索建设共享储能，开启了储能产业高质量发展新业态。

  “共享储能”概念最早由青海省于2018年提出，青海省将共享储能的充放电模式由每日“一充一放”调整为“多充多放”，通过提高储能电站利用率来实现经济收益。

  根据不完全多个方面数据显示，2022年，全国共享储能报备项目数目一度出现“井喷”，陕西、山东、浙江、河北、四川成都、安徽、广西、湖南、青海、河南等十省市先后公布新型储能示范项目216个，规模合计22.2GW/53.8GWh，其中新增的共享储能项目达到38GWh。近日，国网安徽经研院针对共享储能发展模式开展研究分析，认为共享储能与新能源自配储能相比，具有易于调度、质量可控、收益多元等多重优势。

  同时，基于辅助服务市场、现货市场逐步开放和完善，2023年，共享储能发展或将迎来爆发“前夜”：强配储能模式将逐步退出历史舞台，共享储能有望上升为主流模式。

  “实践表明，共享储能模式既可为电源、用户自身提供服务，也可以灵活调整运营模式实现全网共享储能，从而为新能源消纳、电力电量平衡和电网运行安全提供强有力保障。”曾有国网青海省电力调度控制中心相关负责人在接受各个媒体采访时表示。

  理论上讲，各地统一要求“强配”储能，主要是未解决风光难以消纳的问题。但新能源强配储能造成社会投资浪费。依照国家发改委多个方面数据显示，2021年投运的储能电站整体运营时段平均利用小时数只有483小时，配置储能的新能源电站仍按常规新能源电站方式调度。因此，现在更多的新能源发电站将目光投向了共享储能电站，这在某些特定的程度上，能够解决消纳问题，并为厂商降低投资成本。

  根据中关村储能产业技术联盟相关统计，仅2022年并网投运的共享储能电站38座，总规模达3GW/6GWh，启动施工建设和EPC/设备招标的共享储能电站109座，总规模达16.5GW/35GWh。

  例如去年年底，宁夏电投100MW/200MWh共享储能示范项目实现并网。该项目是国内首个液冷储能的电力电子化应用，也是国内首批百兆瓦级液冷储能项目之一，采用科华数能先进的S³液冷储能系统方案，某些特定的程度上能解决当地宁东新能源大基地新能源接入电网的消纳问题，此外可以给电网提供调峰服务，提高电网稳定性。

  同时，作为辅助调峰、调频的枢纽站，该项目年调峰能力可达8000万千瓦时以上，相当于10万户居民一年的生活用电量。并且，该项目也可为电网提供事故备用、黑启动、需求响应支撑等多种辅助服务，对快速推进大规模储能在电力调峰及可再次生产的能源电源并网中的应用具备极其重大意义，为持续推进新型储能建设提供重要参考。

  不仅如此，科华数能的共享储能电站与市面其他储能电站相比，采用了液冷的先进制冷技术，为系统设计了三级消防、三级防爆、三级绝缘监测等领先的解决方案，并且针对每一簇电池进行精细化管理控制，确保整个储能电站的安全、高效运行。

  说到储能发展，其面临最大的阻碍是收益问题，新型储能项目只有满足投资回报率才能通过投资决策。投资费用、运营费用、收入的估算和技术路线的选择对投资回报率有较大的影响，一般储能电站的成本回收均需要十年左右时间。

  但共享储能在经济性方面有着非常明显优势。稳定共享储能电站收益来源、建立可持续的商业运营路径，是共享储能模式推广应用的关键。通过规模化采购储能设备和建设施工，可降低储能电站成本，减小项目建设初期投资压力和未来运营风险。

  共享储能不仅仅具备成本优势，还可通过充分的利用多个新能源场站发电的时空互补特性，降低全网储能配置容量。“按照服务全网调节需求，共享储能设施利用率可提升5-7%。也就是说，100MW/100MWh共享储能电站的实际等效配置容量可达105MW/105MWh，增加的5MW/5MWh储能，相当于当前全省典型50MW光伏电站自配的10%储能。”国网安徽经研院新能源与储能领域专家沈玉明曾向媒体解释说。随技术进步叠加规模效应，共享储能度电成本在“十五五”期间将接近抽蓄水平。

  共享储能以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行全网的优化配置，交由电网进行统一协调，推动源网荷各端储能能力全面释放，提高储能资源利用率。共享储能模式不仅有利于促进新能源电力消纳、缩短投资回收周期，提高项目收益率，而且有利于促进储能形成独立的辅助服务提供商身份。

  就以科华数能先进的S³液冷储能大规模储能电站来看，其主要收益点，一方面来自其他新能源厂区的租赁费用，另一方面来自于为电网提供调峰辅助服务带来的收益。假设容量租赁和调峰辅助服务各占50%，租赁价格按照350元/kW，调峰辅助服务按照示范项目0.8元/kWh，项目初始投资1.8元/Wh，年运行300天，则5年便可收回投资成本。

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