共享储能将迎来快速发展黄金期

　　中国化学与物理电源行业协会近日发布的《2024年度中国共享储能发展白皮书》(以下简称《白皮书》)显示，保守场景下，2024—2028年共享储能新增规模有望达60.64GW，到2030年，新增共享储能市场占比达到新增新型储能规模的85%，累计共享储能装机规模将占到累计新型储能总规模的65%左右。

　　在受访的业内人士看来，共享储能可以提高电网的稳定性和效率，更能在大规模新能源发展和供电需求之间建立更灵活的匹配机制，发展前景非常广阔。不过，共享储能要想实现高质量发展，仍需相关部门做好顶层设计，实现共享储能资源的优化配置，降低共享储能系统的建设成本。

　　将迎来强劲发展

　　《白皮书》显示，按功率规模计算，2023年共享储能项目新增并网规模进一步扩大，新增12.41GW/24.46WH，占去年新投运新型储能项目规模的比例已升至54.91%，较2022年的44%增长了10.91%。其中，华东和西南地区新增投运共享储能装机功率规模约占全国的46.46%。

　　“2023年共享储能并网规模扩大，显示出共享储能在新型储能市场中的地位和重要性在不断上升。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇对《中国能源报》记者表示，“共享储能正从试点示范逐步走向工程化、规模化、系统化和产业化，未来将迎来快速发展的黄金期。”

　　截至目前，山东、湖南、青海、辽宁、安徽、河南、浙江、山西、云南、甘肃、河北、新疆等超过15个省区都已经出台了共享储能相关的政策。

　　近期，有关共享储能的b·体育（中国）也日渐增多，比如，华南区域最大的雷州集中式共享储能电站一期项目投产送电;总投资4.6亿的宁夏泾源县共享储能项目开工;云南首个独立共享储能示范项目开建……

　　谈及共享储能项目建设的如火如荼，能源行业资深专家吴俊宏对《中国能源报》记者表示，共享储能本质是主观管理制度创造的需求，不是客观的电力系统技术或商业模式上的需求。比如共享单车的火爆，是因为能够满足民众出行“最后一公里”的需求，使用者也愿意为共享单车提供的便利性买单。而共享储能赖以生存的最主要基础，是源于对新能源电站强制配储能的政策。因此，共享储能的必要性和经济性，本质上是新能源电站强制配置储能的必要性和经济性。

　　不容忽视的是，共享储能又不同于新能源强制配储模式，是储能技术与共享经济理念相结合的一类新型商业模式，将闲置的储能资源在一定时间内以一定价格租赁给需求储能服务的用户。除了容量租赁之外，共享储能电站还能以独立主体身份直接与电网经营企业签订并网调度协议，纳入电力并网运行及辅助服务管理。

　　亟需摸清需求量

　　目前，国家层面虽然未给出共享储能官方定义，但其打破了原有的1家储能站与1家发电站传统对应关系，形成了一家储能站对应多家新能源发电站的“1对N”的关系。

　　清华四川院低碳所研究员李姚旺在接受《中国能源报》记者采访时表示，储能作为重要的灵活性资源，在新型电力系统中扮演着举足轻重的角色，电力系统对于储能的需求与日俱增。然而，尽管储能在过去10年间成本已有显著降低，但总体来说，其成本依然高企，在一些应用场景下，储能的投资回收路径依然不清晰。共享储能模式利用投资的“规模效应”，以及不同用户储能需求的互补性，可以实现储能使用成本的降低，可能让原本无法盈利的应用场景成为可盈利场景。

　　纵观全国已推行的共享储能运营商业模式，主要分四大类：一是通过向新能源电站提供储能容量租赁获取租赁费;二是通过参与辅助服务获得收益;三是通过参与电力现货市场交易实现峰谷价差盈利;四是通过容量补偿获益。

　　在吴俊宏看来，共享储能强调的是对多个新能源电站提供储能容量租赁服务，当有些地方为了提高共享储能的收益率，允许其进行新能源容量租赁的同时，还允许其参与电力市场或进行容量电价补贴，这些措施均是围绕发展壮大这一产业而制定的政策，因此，才出现了共享储能发展的繁荣，但共享储能究竟能为电力系统创造了多少价值还有待商榷。

　　“当一些地方对于共享储能的商业模式仅停在其容量租赁且该地区对于新能源强制配储的政策没那么严苛时，这些地方的共享储能很难有投资价值。”吴俊宏对《中国能源报》记者表示，因此，共享储能最大的挑战首先是电力系统到底是不是需要这么多储能、电力系统到底是不是需要共享储能，其次才是是否有足够的根据客观技术经济性需求制定的保障性政策。

　　业内人士认为，共享储能的需求量预测取决于多种因素，包括新能源的发展、技术进步、政策支持和市场机制等，随着这些因素的不断变化，共享储能的需求量将会有显著的变化，通过精准预测共享储能需求，可以更好地调度和管理能源资源，提高能源利用效率，减少能源浪费。

　　需做好顶层设计

　　从现实情况看，共享储能电站可以由一个投资主体独立建设，比如电力公司、电网相关企业或者其他私营企业等，也可以是多个投资主体共同建设。不过，目前参与共享时各主体地位不对等、信息不完整，成为各方参与储能共享的重要掣肘，科学合理的共享储能运营模式还不成熟;鼓励共享储能交易模式也不完善，由于参与共享的储能类型不同、技术和经济性迥异，各方参与者间复杂的利益关系亟需厘清，公平高效的交易模式还有待建立。

　　李姚旺认为，未来需要加强针对共享储能模式下，储能的优化规划、优化运行等领域的研究与示范工作，探索出一套成熟、可推广的共享储能商业模式与规划运行技术。

　　刘勇对记者直言，目前，共享储能在商业化道路上面临技术性、经济性等多种挑战，在储能技术装备研发和应用示范、电力市场建设和储能价格机制等方面缺乏更明确的政策支持与相关标准体系的制定。“建议以保供应、保安全、保消纳为原则，在多元化市场机制建设引导下调用共享储能，最大化提高共享储能充放电次数，确保共享储能‘能调则调，多调多用’。”

　　采访中，业内人士一致认为，亟需通过完善顶层设计来为共享储能提供一个公平、透明的市场环境，以激发其市场活力和增强市场竞争力。“做好共享储能的顶层设计，主要是指从规划上客观研判本地的灵活性资源，进而判断其是否足够、是否需要配置大型储能电站满足系统的调峰，同时研判需要设置共享储能的电力系统节点而非无序开发。”吴俊宏建议，当确有必要时，一方面做好共享储能的保障性政策，另一方面建议公开公平优选投资方且由主管部门协调解决接入、用地等问题，避免增加共享储能投资建设的非技术性成本。

　　文丨中国能源报 记者 苏南