2022年,共享储能或将成为国内市场主体模式
行业动态
中国能源网
2022-05-19

2021年,全国共有84个共享储能项目通过备案或公示,项目总规模超12GW/24GWh。2022年,《十四五新型储能发展实施方案》明确提出探索推广共享储能模式,预期22年政策将驱动共享储能电站具备成本低、调用优先级高、租金收入等多重优势,在获得辅助服务收入的同时,还能够满足发电侧配储能要求,降低建设成本,有望成为22年国内储能市场主体模式。

当前,已有12个省份推出辅助服务市场补偿标准,独立储能的盈利模式逐步理顺,据不完全统计,累计已有8个超过1GWh的储能项目,项目来自于华能、国家能源集团、中天科技、三峡新能源等企业。虽然独立储能经济性逐步提升,但共享储能在电网运行调度、商业模式、场地选址、电网接入、电站运营等方面,具有相对优势。

目前国内市场、山东、湖南、青海等地在共享储能政策和实施方面先行先试。以山东为例,根据其《关于开展储能示范应用的实施意见》,山东共享储能电站可以享有容量租赁、辅助服务、优先发电权交易,这三种收益叠加,根据国网山东省电力公司经济技术研究院测算,叠加三重收益后,共享储能电站年收入约为7600万元,在充分考虑初始基建、设备、运营成本后,项目的静态回收期是7.79年,按照十年运营期测算,内部收益率为6.51%。山东共享储能电站具备了初步商业价值。

青海是全国第一个推行共享储能的省份,首次将储能电站作为独立主体纳入电力辅助服务市场,并提出双边协商、区块链竞价交易等商业模式。在政策调低补偿价格后,为了弥补共享储能电站的收益损失,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。

由如上两个典型省份的共享储能政策来看,目前靠单一的收益模型,是无法满足共享储能电站实现经济收益的。笔者认为,需要同步做好稳定政策支持、多重收益叠加、深化电力现货市场改革、鼓励第三方投资、建立标准体系等方式,来支撑共享储能市场可持续发展。

政策需要优先确立共享储能的独立市场主体地位,并允许共享储能参与辅助服务市场,同时鼓励第三方自主投资,对于自主投资的项目,政策协助项目接入省级调度系统,并明确每日的最低调度次数,以便让经济测算更明晰。此外,随着电力现货市场的逐步深入成熟,以及储能技术降本,鼓励共享储能参与电力交易与结算,通过市场化竞价方式,增加收益。再次,政策需要保持一定的稳定性,按照目前市场对储能电站的寿命要求,不考虑生命周期内更换电池,政策宜保持8年的稳定期。最后,储能在十四五期间将由商业化初期进入规模化阶段,根基之一是建立并完善储能各环节的标准体系。共享储能作为下一个落地主体,需要尽快完善包括运行、控制、消防、安全、并网、验收、运维等各项标准。

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