华北电力大学教授郑华：共享储能的市场机制和应用机制

“碳达峰、碳中和”目标愿景下，构建以新能源为主体的新型电力系统，为未来我国能源产业发展奠定了基调，也对我国能源清洁开发和消费模式创新提出了更高要求。

储能是构建新型电力系统的重要组成部分，能够促进能源清洁开发利用，提高能源利用效能，降低化石能源消费。

为贯彻落实“双碳”目标要求，助力构建以新能源为主体的新型电力系统，天津市发展和改革委员会、天津市滨海新区人民政府、天津市“碳达峰、碳中和”产业联盟于7月16日在天津市联合举办“2021天津储能发展论坛”。

论坛由国网天津市电力公司、国网综合能源服务集团有限公司承办，由中国综合能源服务产业创新发展联盟、中电联售电与综合能源服务分会、北京能见科技发展有限公司、中关村储能产业技术联盟协办。

此次论坛邀请了政府部门、院士、行业专家、电网企业、储能企业、新能源企业、储能投资企业等嘉宾参加。能见App全程图文直播。

华北电力大学教授、IEEE PES（中国区）储能市场与规划技术分委会秘书长郑华出席会议并发表了题为《大规模共享储能商业模式及其应用场景探索》的主旨演讲。以下为发言节选：

今天给大家汇报的题目是大规模共享储能及商业模式的探索，实际上刚才很多专家都说了，我想通过两方面，分享一些我们对共享储能的思考，还有共享储能现阶段的发展过程，和未来的走势。

我们在目前条件下必须要进行一些深层次的改革，不仅是增加一些元件，不仅是增加一些简单的技术手段，更需要在生产端和消费端同时变革，而不是仅仅在新能源一端来解决问题。另外通过一些技术手段，来综合性和系统性，分层次达到最终以新能源为主的新型电力系统整体的构建实现。

大家都知道，新型电力系统实际上有很多的工作来构成的，比如像天津这样一个城市，它是一个城市级的能源互联系统，那么在这个系统里，其实不仅仅会有新能源的问题，更多的是消费侧这一块。储能不仅仅有电化学，对于一个城市级的电网，综合能源恰恰比较适合于解决城市能源的一些问题，因为不仅仅有电，更多的是有热和冷。这个在城市级节能的措施里面，更能解决城市的一些问题。

在新型电力系统里面，储能是不可或缺的一种新的元素，这种新的元素里面，未来也是在电力市场框架下来实现这样一个目标。一定要通过市场的机制，来实现我们成本的输导和竞价方式的实现。

在这样条件下，才能够实现整个电力系统的运营，才能多元化，才能通过市场的手，解决我们现在面临的一系列的问题。

实际上在发展的过程当中，出现了很多的问题，其中一个就是新能源。尤其是西北建设了很多新能源，2015、2016年弃风和弃电很厉害，当时储能成本也很高，储能往往采用一对一的方式，一个储能只能为一个企业来服务，或者一个单元来服务，利用率和效率其实是非常低的。加上原来电力市场没有那么完善，包括中长期和现货，大多数停留在调峰，调频。

另外储能的盈利模式都是比较单一的，要么是参与了调峰，要么参与了调频，收益只有那几个实现调频大规模的储能，才实现了基本的盈利。调峰由于回报周期比较长，对投资方来说可能不是一个特别划算的事情。

共享储能这个概念不是一个简单的概念，需要通过运营模式，通过市场机制，同时还有支撑技术，来实现共享储能。我今天主要是讲市场机制和应用模式。

最早的是青海，其次是湖南，在2018年的时候采用共享租赁的模式。山东是今年5月份发的电源侧的储能，上两周是陕西也在征求意见稿，新疆正在开展发电侧的共享储能业务。从17年一直到现在，不同的省份，其实它的模式还是有很大的差异。我主要给大家分享一下青海、山东的模式上有一些异同点。

实际上青海真正实现共享储能概念的时候，是2018年5月份。当时是5月17日，孙董事长带着19个院士西北行，到了青海，在汇报之前的三四天写了很多的方案，基本上大家讨论了很多，总是要给他一个方式来概括这个东西。后来我们提出来叫共享储能，借鉴了当时的共享单车，共享经济这么一个概念。

但是跟共享单车有很大的不一样。大家都知道共享单车是资产使用前的共享，同一时刻，只能有一个人来使用它，或者拥有它，那么储能共享电站，同一时刻可以服务于不同的对象。不仅仅是带来的是一个行为模式的重组，就是组织方式的重组，包括交易方式和控制模式都有很大的区别。一个储能电站同时对三个储能新能源电站的时候，怎么去积累，怎么去确定存储来的电，就一定是A是多少，B是多少，C是多少。所以一定要通过一些技术手段，来去实现这些东西。只有计量清楚了，才能去解决后续结算的问题，包括一些控制方式和控制策略。

青海的模式主要概括是两个，一个就是市场化的直接调度，主要是市场化，青海是怎么解决的呢？当时青海面临的问题，第一，销售电价特别低，第二，峰谷电价更低，上网电价也很低，上网电价是22.77，就是新能源标杆电价，还不算竞价的。竞价部分是1毛9，大概是这样的水平，不管怎么去算，如果单纯通过储能来参与新能源的消纳，这个价是无论如何算不出来的。

18年储能度电成本是1毛8和1毛6的水平。我们挑了在格尔木地区2013年以前建的第一批光伏电站和第二批光伏电站，为什么呢？这些新能源电站上网电价是1.15-1.05元，当时储能的成本刚才说的是0.85毛，我们计划跟新能源企业按照合同能源方管理的方式来做分成。我们就去调研包括当时的鲁能、大唐等一些青海的发电公司，讨论来讨论去，一九开是没有问题的。所以通过市场的方式，直接解决了交易的问题。

除了这个商业模式以外，控制策略有很多优化的地方。新能源上升的比例比断面的提升速度还要快，断面的提升又是一个动态，后来又进行了一个优化，青海的调控中心吕主任和王总做了很多的工作，青海共享储能取得了比较大的进步，没有需要补贴来完成这件事情。这通过市场的手，解决了我们当时储能弃电的一系列的问题。

第二个比较典型的方式是山东，4月份征求意见稿出来了，5月份的时候，进行了整个的招标和确认的过程，总共大概有8个火电厂，还有两个电厂做了调频。另外从商业模式上来说，这个文件里面就明确规定了几个，一个就是它的规模，实际上就是50万，第二个就是它的要求配比，不低于10%。另外对于技术指标，当然也有一定的要求。

总体来说，它的商业模式跟青海有很大的不同，这里面其实有三种收入，一种是容量电价，就是相当于发电企业，新能源企业去租赁电厂的储能容量。还有一部分是储能可以参与山东深调的服务，通过这个有一部分的收入。山东引入了火电厂里面的发电权交易，储能参与了深调以后，奖励1.6倍的利用小时数，这个是跟湖南不太一样的地方。新能源的租赁价格，相当于储能的能量电价，它的作用效果是一样的。

所以我们可以看到山东其实有一些模式上的创新，包括收入机制创新，是值得大家做深入学习的。

概括来讲，现在的共享储能其实主要是两大类，一类就是称之为共享能力的模式，也就是说按需来服务，主要是青海和新疆的模式，还有一种是共享租赁的模式，现在湖南、山东、陕西做的，包括宁夏刚刚出的一个文，这个文里面也有一个比较大的突破点，文献里明确规定储能是优先调度，而且是调度必须要保障一年250天，这基本上就是盈亏平衡点。青海的也好，还有其他地方的也好，其实都没有这一条，这是一个很大的新的方式。

共享租赁的方式，现在所有的文件里几乎都是要求，你要求新能源配的10%，就意味着三个电厂都是10%的条件，都是100兆瓦，储能的装机必须是30兆瓦，所以总额并没有节省下来。

第二块，就是定价方式不太一样，青海的方式，按照弃电的时候，按照上网电价分成的方式，一个是按标杆电价来分成，还有一个补贴分成的问题。新疆的方式，充电的时候有5.5毛的补贴，青海在直调的时候，有放电5.5毛的补贴，本身储能有效率的问题，新疆给了5.5毛，按80%的整体转换率来看，相当于7毛钱的补贴，这个力度还是很大的。

山东还有一个发电前的优先发电，这是增收的一个方面。另外容量利用率来说，也有一定的差异，所以这个方面来说，共享储能一定要结合负荷特性和新能源的特性来综合来算，运营方式用哪一种方式更合理，能以最经济的方式来解决问题。

从结算的方式来说，共享能力可能结算流程有点复杂，因为你要用AGC方式来去算他的积分力量，然后再去看，之间还是有一些偏差处理的过程。再就是整个商业模式上来说，都有一定的适用性，并不是百分之百的。

从未来的展望上来看，不管哪一种方式，可能更多的是去除单一化的方式，更好去发挥不同储能的价值和作用。这样才能以更经济的方式来去做，当时我们也测算过，比如说我们用飞轮代替一定的电化学，既可以实现一定的调峰能力，也可以完成一定的调频能力，包括我们用碳酸锂来实现新的控制方式。

我们相信在国网公司的领导下，在任总的带领下，我们能够把这个共享储能做得更好。我的分享到此结束。谢谢！

（文章未经嘉宾审核，仅供参考）