文 | 慈松 江婷 周杨林

　　新型储能作为新型电力系统中的重要组成部分正在迅速发展，但仍面临经济性的掣肘和安全性的隐忧。共享储能通过资源集约利用、优化调度，为解决储能的经济性问题提供了商业模式上的可行方案;数字储能技术则为更大规模量级的储能系统提供了本质安全的技术方案，并进一步优化储能经济效益。

　　储能安全性与经济性难题案亟待全新的商业和技术解决方

　　在双碳目标的指引下，储能的发展如火如荼，根据CNESA统计，截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，同比增长30%。其中新型储能累计装机规模达到5729.7MW，同比增长75%。然而，新型储能未来的良性可持续发展仍面临隐忧。

　　第一，建设成本高。新能源产业的爆发式增长增加了产业上游原材料的供应压力，直接推高了电池价格，而电池占据了储能系统成本的60%以上，导致储能建设成本节节攀升;而“储能配额制”直接增加了新能源发电企业的财务负担。

　　第二，储能资产利用率低下。服务于单个新能源场站的储能设施利用率极低，大量资源处于闲置状态;根据中电联最近发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，新能源配储至多弃电期间一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况。从储能等效利用系数看，调研的电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，其中新能源配储的等效利用系数仅为6.1%。

　　第三，项目收益受限。当前的储能主要服务于单一场站，以峰谷套利为主要的收益来源，经济效益有限;近日，山东省能源局下发《关于征求2023年全省电力市场交易有关工作意见的通知》，显示了电力市场化改革进一步推进的趋势，峰谷套利模式难以为继;分散场站的储能无法实现统一调度与结算，难以通过容量租赁、调频、调峰等多种电网侧辅助服务获得多样化的收入。

　　第四，商业模式不通畅。储能更多是发电企业的成本支出，不符合“谁提供，谁获利;谁受益，谁分担”的市场化原则，没有形成有效的成本疏导机制，也难以形成独立的市场主体。第五，储能安全事故频发，对行业发展形成掣肘。在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低、产品性能差的储能产品，增加了安全隐患，成为行业的“达摩克利斯之剑”。据中电联统计，2022年1-8月，全国电化学储能项目非计划停机达到 329 次。而为了减少事故概率而采取的热管理、消防、运维等措施进一步加重了成本负担。

　　第六，新型储能运维难度大。储能电站运维涉及到电气、化学、控制等多专业，巡检维修人员专业性有待提升。电化学电芯数量庞大，储能项目电池单体颗数的规模已经达到万级甚至几十万级，人工巡检维护难度极大。分散的储能资源难以进行统一调度，管理难度大、运营成本高。

　　商业模式创新——以共享提升经济性

　　广义上，共享储能是引进“共享经济”的理念，对分散的储能进行整合、再分配。在区域范围内，以电网为媒介，统一协调管理电源侧、电网侧、用户侧的相关储能资源，从而使储能系统的使用效率最大化，提升新能源消纳水平;通过将资源的所有权及使用权分离，一方面使资源所有者更多的取得收益，另一方面又使需求方以较低的价格使用了资源。

　　概念厘清：共享储能与独立储能

　　笔者认为，储能资源所有权和使用权的分离是共享储能区别于新能源配储的本质特征，而关于这种商业形态，当前行业中存在诸多提法，包括共享储能、独立储能、电网侧独立储能、独立共享储能等等。现对几种提法进行回顾、讨论和厘清。

　　共享储能主要有两种建设运营模式。一是共建共享模式，即新能源发电企业共建，或发电企业与电力公司共建，并共同运营共享储能。将储能电站配置在新能源汇集站，为多个新能源场站调峰，实现资源全网共享。目前，青海、新疆主要开展此类共享储能模式。二是共享租赁模式，即“以租代建”，由第三方投资建设储能电站，将容量租赁给新能源场站以满足其配储要求。

　　除此以外，储能电站还有可能按照规则参与辅助服务市场获得调峰调频收益。可见二者的区别主要在于建设运营主体是否为独立第三方，而在共建共享模式中，建设运营主体应当由参与的多家企业共同组成项目公司，项目公司实质上也是单独核算的独立主体。

　　根据《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》的定义，具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。

　　根据《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则(征求意见稿)》中对独立共享储能与独立储能做了区分，总结起来，二者的主要区别在于，独立储能主要提供辅助服务，独立共享储能则以容量租赁为主要业务，辅之以辅助服务。

　　河北省发布的《关于征求<全省电网侧独立储能和电源侧共享储能项目布局方案>意见的函》中提到，电网侧独立储能项目对于满足电网调峰调频需求，提升电力系统调节能力和新能源消纳具有重要作用。广义的共享储能是指以电网为纽带，将电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行全网优化配置，由电网进行统一协调，推动源网荷储各端储能能力全面释放;狭义的共享储能是将分散的新能源配套储能，以集中方式实施建设，可同时服务于多个新能源场站促进新能源消纳。可见，电网侧独立储能也具有新能源消纳作用，而电源侧共享储能也由电网进行统一协调，二者并无显著差异。

　　中信建投证券则认为，共享储能本质上为独立储能运营的一类商业模式。

　　笔者认为，共享储能与独立储能具有三个方面的共性。应用场景角度，二者都既可以用于电源侧的新能源消纳，又可以提供电网的调峰调频辅助服务;工程技术角度，二者都作为独立场站接受电网统一调度，参与电力市场交易;商业模式角度，二者都作为独立主体进行项目建设运营并获取收益(即使项目由发电企业或电网企业单独建设或共建，也通常以项目公司形式单独核算，且商业模式不同于发电业务或电网业务，从而成为实质上的独立主体)。因此，下文将独立储能等同于共享储能一并讨论。

　　共享储能的商业价值

　　相对于新能源侧的分散式储能，共享储能实现了以下转变：共享储能通过商业模式的转变实现了多方面的价值：

　　第一，经济价值，通过资源共享，减轻新能源企业的财务负担。

　　第二，行业价值，拓宽储能收益渠道，有望打通储能商业模式、培育储能的独立市场主体地位，提高社会资本的投资积极性，从而推动行业的长期健康发展。

　　第三，技术价值，共享储能的高效运行离不开复杂的调度和交易机制，其在此方面的探索与示范可为未来云储能乃至虚拟电厂的调度提供宝贵的借鉴经验;同时，相对于分散储能，共享储能作为虚拟电厂的节点之一也将简化调度、提高效率。

　　第四，社会价值，通过资源集约利用，系统性地减少资源闲置浪费(包括上游矿产开采和材料制造过程中的资源)及因此可能产生的潜在污染(如报废电池的污染)，回归能源革命之本义。

　　因此，国家和地方频频出台政策、不断优化市场机制，鼓励共享储能的发展。

　　共享储能深化发展需解决的问题

　　共享储能通过商业模式创新，为储能的降本增收、市场化演进提供了一条可行路径。业内进行了诸多探索与尝试。据统计，2022年上半年，进入前期规划和可研设计、启动EPC/设备采购、在建、投运阶段约180个，项目总规模26.6GW/53.6GWh，然而，进入实际投运/建设/启动建设状态的项目仅占总规划项目的34.6%，折射了市场的诸多顾虑。