共享儲能商業(yè)模式一、共享儲能商業(yè)模式：縱覽全國已推行的共享儲能商業(yè)模式，大致可以歸納為以下幾類：一是為新能源電站提供儲能能力租賃服務(wù)，獲取租賃收益，這也是目前大部分獨立共享儲能電站最主要的收益來源。二是通過與新能源電站進(jìn)行雙邊競價或協(xié)商交易，通過發(fā)現(xiàn)儲能電站“蓄水池”作用進(jìn)行“低充高放”，降低新能源電站棄電率，實現(xiàn)雙方利益共享和分?jǐn)?。這主要在青海等新能源消納形勢嚴(yán)峻的省份應(yīng)用為主。三是通過單邊調(diào)用，參與電力輔助服務(wù)，儲能電站獲取調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)費等，這主要以山東、青海、甘肅等省份為主。四是在電力現(xiàn)貨試點省份，通過參與電力現(xiàn)貨電能量市場，實現(xiàn)峰谷價差盈利。山東已經(jīng)開始試行。下面以青海、山東、湖南模式進(jìn)行重點闡述。（一）青海模式2019年4月，由青海國網(wǎng)投建的魯能海西州多能互補(bǔ)集成優(yōu)化示范工程，正式探索“共享儲能”；項目規(guī)模50MW/100MWh，這是全國首座接入大電網(wǎng)的共享式儲能電站。2019年5月31日，西北能監(jiān)局發(fā)布《青海電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場化運(yùn)營規(guī)則》，詳細(xì)規(guī)范了青海的儲能輔助服務(wù)調(diào)峰市場化機(jī)制，標(biāo)志著青海共享儲能商業(yè)模式有了制度保障。青海共享儲能以儲能市場化交易和調(diào)峰輔助服務(wù)市場交易兩種商業(yè)化運(yùn)營模式，建成了共享儲能市場化交易平臺和區(qū)塊鏈平臺。其中，儲能市場化交易模式是指新能源和儲能通過雙邊協(xié)商或市場競價形式，達(dá)成包含交易時段、交易電價、電量及交易價格等內(nèi)容的交易意向。調(diào)峰輔助服務(wù)市場交易模式是指市場化交易未達(dá)成且條件允許時，電網(wǎng)按照約定的價格直接對儲能資源進(jìn)行調(diào)用，在電網(wǎng)有接納空間時釋放，以增發(fā)新能源電量。（二）山東模式2021年4月8日，山東省發(fā)展改革委、省能源局、國家能源局山東監(jiān)管辦聯(lián)合印發(fā)了《關(guān)于印發(fā)<關(guān)于開展儲能示范應(yīng)用的實施意見>的通知》（魯發(fā)改能源〔2021〕254號），指出要通過試點示范，促進(jìn)新型儲能技術(shù)研發(fā)和創(chuàng)新應(yīng)用，培育具有市場競爭力的商業(yè)模式，形成可復(fù)制、易推廣的經(jīng)驗做法。山東首批示范項目規(guī)模為50萬千瓦左右，在支持政策中明確提出：示范項目參與電力輔助服務(wù)報量不報價，在火電機(jī)組調(diào)峰運(yùn)行至50%以下時優(yōu)先調(diào)用，按照200元/兆瓦時給予補(bǔ)償；示范項目充放電量損耗部分按照工商業(yè)及其他用電單一制電價執(zhí)行。結(jié)合存量煤電建設(shè)的示范項目，損耗部分參照廠用電管理但統(tǒng)計上不計入廠用電。示范項目參與電網(wǎng)調(diào)峰時，累計每充電1小時給予1.6小時的調(diào)峰獎勵優(yōu)先發(fā)電量計劃。聯(lián)合火電機(jī)組參與調(diào)頻時，Kpd值≥3.2的按儲能容量每月給予20萬千瓦時/兆瓦調(diào)頻獎勵優(yōu)先發(fā)電量計劃，Kpd值每提高0.1增加5萬千瓦時/兆瓦調(diào)頻獎勵優(yōu)先發(fā)電量計劃。示范項目調(diào)峰調(diào)頻優(yōu)先發(fā)電量計劃按月度兌現(xiàn)，可參與發(fā)電權(quán)交易。支持政策暫定5年，期間將視市場環(huán)境適時調(diào)整。根據(jù)指導(dǎo)意見，山東首批100MW/200MWh共享儲能示范電站，其收益模型主要有三方面：一是容量租賃費。根據(jù)實施意見“風(fēng)電光伏項目按配建比例要求租賃儲能示范項目代替自建儲能的，可以優(yōu)先并網(wǎng)、優(yōu)先消納”?？紤]市場競爭因素，租賃價格按400元/千瓦·年考慮，年收益約4000萬元。二是輔助服務(wù)費。根據(jù)實施意見，“在火電機(jī)組調(diào)峰運(yùn)行至50%以下時優(yōu)先調(diào)用，按照200元/兆瓦時給予補(bǔ)償”。根據(jù)山東調(diào)度數(shù)據(jù)，運(yùn)行至50%以下的調(diào)峰時間約1000小時，年收益約2000萬元。三是優(yōu)先發(fā)電權(quán)交易。根據(jù)實施意見，“項目參與電網(wǎng)調(diào)峰時，累計每充電1小時給予1.6小時的調(diào)峰獎勵優(yōu)先發(fā)電量計劃”。發(fā)電量計劃交易時，考慮發(fā)電上網(wǎng)價格及市場行情，可按度電0.1元（含稅）價格轉(zhuǎn)讓，年收益約1600萬元。根據(jù)示范項目可研報告，通過參與輔助服務(wù)與容量租賃，項目年收入約為7600萬，考慮初期建設(shè)費用及運(yùn)營成本后，項目靜態(tài)回收期7.79年，按照十年運(yùn)營期測算，示范項目內(nèi)部收益率為6.51%，能夠覆蓋央企關(guān)于項目投資收益率的基本要求。（三）湖南模式2019年，湖南省電網(wǎng)最大峰谷差達(dá)15.57GW，平均峰谷差8.8GW，位居各省電網(wǎng)公司首位。為緩解日益嚴(yán)峻的電網(wǎng)調(diào)峰形勢、促進(jìn)新能源消納，2020年3月，經(jīng)多方協(xié)商，湖南省28家企業(yè)做出了新能源項目配套建設(shè)儲能設(shè)備的承諾。但因儲能投資成本巨大，兌現(xiàn)配儲承諾的企業(yè)寥寥無幾。為解決儲能建設(shè)投資難題，國網(wǎng)湖南綜合能源有限公司積極探索儲能商業(yè)化推廣“新出路”，于2020年11月11日發(fā)布儲能設(shè)備租賃招標(biāo)公告，正式拉開了新能源側(cè)儲能租賃“大幕”。新能源側(cè)儲能租賃，即由國網(wǎng)湖南綜合能源租賃儲能核心設(shè)備，建設(shè)儲能電站，然后以出租儲能電站使用功能的方式，為新能源開發(fā)商提供電量消納服務(wù)。儲能企業(yè)向國網(wǎng)湖南綜合能源出租核心設(shè)備外，其還承擔(dān)租賃期內(nèi)儲能電站核心設(shè)備的運(yùn)維、檢修工作；而儲能電站站內(nèi)設(shè)計、建設(shè)與其他相關(guān)設(shè)備等投資都由國網(wǎng)湖南綜合能源買單。也就是說，儲能電站的建設(shè)、運(yùn)維等成本將由國網(wǎng)湖南綜合能源與新能源開發(fā)商兩方共同承擔(dān)。這種租賃模式，在一定程度上，也是共享模式，即一個儲能電站可同時由電網(wǎng)企業(yè)和新能源企業(yè)共同使用、共同承擔(dān)成本。一個儲能電站也可為一家或多家新能源開發(fā)商提供服務(wù)，服務(wù)項目的數(shù)量取決于儲能電站與新能源項目的規(guī)模。以永州螞蟥塘20MW/40MWh項目為例，假設(shè)該項目儲能電池等核心設(shè)備的年租金中標(biāo)價格為1300萬元，新能源開發(fā)商租賃儲能電站的費用大約為800萬元/年，其余儲能電站運(yùn)營費，如設(shè)備運(yùn)維費、電量損耗費等都由國網(wǎng)湖南綜合能源承擔(dān)；而若新能源開發(fā)商自配一個20MW/40MWh規(guī)模儲能，除需支付儲能電站約8000萬元的初始建設(shè)投資外，每年還需額外支付70萬元儲能電站運(yùn)維費用、160萬元大修技改費用和150萬元電量損耗費等，相比之下，租賃儲能模式下的儲能投資壓力將大大減小。2021年12月31日，由XXXX自控集團(tuán)主導(dǎo)投資建設(shè)、華自科技整體提