在“双碳”目标的牵引推动下，构建新型电力系统已成为我国的重要能源战略之一。然而，高比例可再生能源的间歇性和强不确定性将给电力系统的安全稳定运行带来严峻挑战。在此背景下，以储能为代表的灵活性资源的作用将日益凸显，储能也被认为是新型电力系统中的关键组成部分。

2月10日国家能源局、发改委印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》正式提出到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。其中电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上。

2月23日《人民日报》刊发的国家电网辛保安董事长的署名文章《坚决扛牢电网责任 积极推进碳达峰碳中和》，也正式提出积极支持新型储能规模化应用，力争到2030年公司经营区电化学储能由300万千瓦提高到1亿千瓦。作为新能源从业的一份子我们倍感振奋。

截至2021年底，我国新能源累计装机已经达到6.4亿千瓦，新能源发电量占比正式超过10%这一门槛，同时我国灵活调节电源比重依然较低，抽水蓄能、新型储能等灵活调节电源装机占比不到6%，新能源富集的“三北”地区灵活调节电源不足3%。在“双碳”背景下，随着新能源渗透率的进一步上升，对电网稳定性、连续性和可调性将造成极大影响，亟需新型储能的规模化、商业化发展。《“十四五”新型储能发展实施方案》的出台，为新型储能的发展指明了方向，明确了道路。

其中，国家发改委、能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，文件提出：“创新新型储能商业模式，探索共享储能、储能聚合等商业模式应用。”基于新型储能的规模化建设可带来的一次性投资降本优势、切实发挥储能设施充分参与电网调度的可行性和便利性，我建议针对新能源项目主张采用集中共享储能的建设模式以履行电源侧配置储能的建设要求。

共享储能的由来及优势

共享储能”概念最早由青海省于2018年提出，是第三方投资的集中式独立储能电站，通过以电网为纽带，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。实现储能资源统一协调地服务于整个电力系统。2019年4月全国首个共享储能电站在青海试运营，2021年以来，湖南、山东、浙江等多个省份加快共享储能试点示范应用，推动电源侧和电网侧储能资源共享。

相较于新能源自配储能的分散式发展方式，共享储能具有调度运行更高效、安全质量更可控、经济效益更凸显、利于促进储能形成独立的辅助服务提供商身份等多重优势。目前新能源自配储能主要是为满足竞争性配置要求，由于配建储能将增加新能源企业初始投资压力，新能源企业倾向于选择性能较差、成本较低的储能产品，导致新能源自配储能“不敢用、不愿用、不能用”现象。共享储能通过集中式统一建设，便于对建设标准、设备参数、安全性能规范管理，有效减少新能源自配储能设备质量参差不齐、技术性能难以保证、安全隐患风险较大等问题，且电站规模多在百兆瓦级及以上、配置时长不低于2小时，也有助于电网调度管理。

此外，共享储能在经济性方面也有明显优势。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。共享储能不仅具有成本优势，还可通过充分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%。随着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。

总的来说，“共享储能”模式充分考虑到了各方需求。对于新能源企业降低了新能源配套储能的建设成本，节省了储能设施的日常运维成本，而且未来能充分享受到电网侧储能峰谷电价差收益。对于电网企业多点位集中式的中大型储能站将有利于配电网的补强、有利于电网对新能源的科学消纳。“共享储能”商业模式可以推动储能行业经济社会效益最大化。

共享储能的商业运营模式

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。国家明确鼓励新能源企业通过自建或购买储能调峰能力来履行消纳责任，因此新能源企业可向共享储能电站购买一定比例储能容量、按年支付租金。以典型共享储能电站100MW/200MWh与100MW光伏电站建立储能容量租赁协议为例，考虑光伏电站自建10%储能（2小时）购买共享储能按照同等容量配置，经测算，光伏电站自建储能折合年均固定成本约230万元/年，共享储能电站对单个光伏电站收取的租金约200万元/年。可见为满足竞争性配置要求，按照同等配置储能容量，新能源企业自建储能投资成本高于向共享储能购买容量所付租金水平，这样新能源企业更倾向于购买共享储能容量，而租金收入也为共享储能电站提供了其中一个较为稳定的成本回收渠道。

除向新能源企业收取租金外，共享储能电站还可参与各类电力市场获取相应收入，用于弥补运行成本。共享储能电站可参与电力调峰辅助服务市场，随着市场机制的逐步完善，下阶段可通过参与更多市场提升项目经济性。按照目前新能源行业6%的基准收益标准测算，共享储能仅参与调峰辅助服务市场时，项目暂不具备经济性。后续随着电力现货市场运行，共享储能电站通过参与调峰、现货等市场，叠加租金收入，收益率有望达到6%以上。

规模化发展共享储能的尚存在的问题及建议

通过与多家新能源发电企业沟通，目前推行共享储能海存在一些发展中的问题。列举如下：

-1- 在政府能源主管部门未出台关于共享储能的实施细则前，发电企业担心通过租赁集中式共享储能电站容量的合作模式不被认定为企业完成履行配置储能的要求，影响新能源项目的及时并网及有关手续办理如电力业务许可证等。

-2- 新能源企业将自建储能调整为租赁外部储能电站容量的模式，可优化项目的综合收益率，在地方储能政策未明确前，企业在开展项目备案和办理电力接入手续活动中，将风光投资部分和储能投资部分均体现在备案文件和接入批复文件中。使得项目执行过程中新能源和储能要一起投资、一起验收，造成储能投资无法分拆或采用外部储能租赁的模式开展。

鉴于以上问题，特提出建议如下：

1、 建议地方能源主管部门出台实施细则或文件，进一步明确发电企业通过租赁集中式共享储能电站容量的合作模式可认定为企业完成履行配置储能的要求。

2、优化行政审批流程，对于发电企业想通过租赁集中式共享储能电站容量的合作模式可认定为企业完成履行配置储能的情形，同意备案变更及电力接入变更，并提供绿色通道。

3、 独立储能电站的投资主体宜以第三方专业的投资企业为主，进而保障储能电站投资到位、夯实项目安全运营。

4、建议在电源储能应用领域，鼓励专业的储能电站投资运营商投资共享储能电站，发电企业租赁独立储能运营商的储能容量的商业模式。这对于优化新能源企业新能源项目投资收益率、发挥储能电站支撑电网安全运行及优化电网调度均有正向效用。建设在新能源场站微小规模的储能电站由于接入电压等级低、各厂家技术标准多样，储能设施被电网调用的频次趋少，不能充分发挥储能支撑电网安全的效用。

5、 完善地方储能调峰补偿机制，健全辅助服务费用疏导。建议按“谁受益、谁分摊”的原则，灵活性调节电源收益发电企业和用户。而当下储能的成本分摊多由发电企业分摊，不利于储能规模化商用。建议考虑辅助服务费用通过输配电价向用户侧传导；

6、 逐步强化储能与新能源同步并网作为新能源并网的前置条件。有益于实时提高电网灵活性调节电源的可用体量。

7、围绕电网侧独立储能电站探索建立容量市场。探索储能参与容量市场，并获得合理补偿以反映其容量价值，激励后续储能投资。重点支持大规模、中长周期电化学储能电站发展，建议参考抽水蓄能发展模式，建立差异化的两部制（电量+容量）电价，设定稳定的合理收益，以容量电价为主，对新型储能的容量投资进行直接激励。具体操作中，严密跟踪电力系统充裕度要求，合理规划新型储能建设需求。

8、加强行业协作，共同推进电化学储能发展。鼓励发电行业、电池行业、电网行业与市政行业等建立深度合作，共同研究电化学储能参与多种应用场景综合性解决方案。

9、税收优惠。建议给与和明确对储能电站项目公司企业所得税三免三减半的优惠政策。

10、送出线路投资主体。储能电站送出线路投资可参考风光项目，即送出线路的投资主体明确为电网公司。

11、 试行“领跑者”示范项目。建议在全国范围内实施规模级储能电站“领跑者”示范项目建设，带动技术进步及成本下降。该建议来源于国家能源局在2015年到2019年实施国家级光伏发电应用领跑及技术领跑项目示范。通过规模化示范加速了光伏产业的快速发展和成本下降，带动了新能源产业快速实现平价上网。

全国范围内“十四五”新能源将快速发展，电力系统平衡调节能力不足与新能源倍增发展矛盾也将更加突出。我们相信随着能源主管部门积极营造共享储能发展环境，进一步完善辅助服务市场和省内电力现货市场建设，以电化学储能为代表的新型储能将更好地服务于构建以新能源为主体的新型电力系统。 

原标题：新能源项目采用集中共享储能的建设模式