一直以来，无论是“风电+储能”，还是“光伏+储能”，均为独享模式，往往造成初始投资高、利用率不足、回收期长、IRR过低等问题，共享储能模式的兴起，有望解决上述难题。
近日，在中关村储能产业技术联盟(CNESA)举办的“储能百家讲堂”线上交流会上，华北电力大学电气与电子工程学院郑华预测，大规模储能将在西北地区率先“爆发”。而共享储能模式将有望消除传统1对1独享储能模式所带来的初始投资高、利用率不足等弊病。
西北共享储能破冰
地处西北的青海，拥有丰富的锂矿资源，当地政府有意借助资源优势推动储能产业发展。2018年，青海曾发布《关于促进青海省锂电产业可持续健康发展的指导意见》，明确鼓励储能应用。
“青海主打的就是新能源这张牌，将新能源作为一个支柱产业发展。同时，将区块链融入到了电力市场交易中，让共享储能变为可能。”一位业内资深专家表示。
2017年底，针对青海格尔木地区“弃光”特性、AGC控制模式、交易结算机制等问题，有关方面提出了共享储能理念及解决方案。经过两年多的摸索，基本形成了青海储能参与新能源调峰辅助服务等配套规则。
郑华认为，未来我国新能源发展仍将以大规模、集中式电源基地开发及外送为主，西北地区仍将是我国的新能源外送基地。但是，随着新能源占比的逐年提升，西北地区普遍存在区内消纳能力不足、灵活性调节资源有限等问题，且逐渐呈现出“电力紧张、电量富裕”等特性，在部分缺少常规机组支撑的新能源资源富集地区，高比例新能源并网系统还面临备用容量缺乏、调频能力不足等一系列问题。虽然，储能技术可以很好地解决这类问题，但是，一直以来，无论是风电+储能，还是光伏+储能，均为独享模式，往往造成初始投资高、利用率不足、回收期长、IRR过低等问题。
中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬认为，西北辅助服务市场改革将独立储能主体参与市场纳入考量，这给共享储能模式带来了市场机会。同时，也可以借助共享模式解决过去单个电站配置储能存在的利用率低、收益差等问题。
仍需打破机制束缚
近年来，青海“弃风”“弃光”问题突出。随着青海两个千万千瓦级可再生能源基地建设的全面推进，对输送通道和电网调峰能力提出了更高要求，这激发了对储能的需求。
岳芬表示，共享储能借鉴了“共享经济”的概念，它的交易特征是1对N，而电是同一技术属性的商品，“共享”首先要明确交易中存储电量的来源主体，这需要相应的技术手段和商业模式。更深层次的问题是，需要突破体制和机制束缚，如结算机制、输配电价核算机制等，这需要一个过程。
郑华认为，共享储能是储能单元的虚拟化，可涵盖现有的多种场景与模式，服务对象既可以是发电企业、负荷用户，也可以是电网企业。共享储能的控制策略、计量、结算等方面的要求更为复杂，虽然在交易机制、结算流程、输配电价等方面与现行规则有一定的差异，但可以充分利用现有制度框架，实现大规模共享储能的落地实施。比如在输配电价方面，青海是以网损费用代替共享储能与新能源企业充电交易过程的输配电费，而新疆则采用新能源汇集站方式，避免了储能与新能源企业充电交易过程的输配电费问题。因此，共享储能作为一种新型商业模式，需要各环节共同努力，实现多方共赢。
不过，也有业内专家认为，当前，共享储能缺乏完善的落地方案，无法分辨储能单元中的电是谁发出来的，又输送给了谁。
“另外，如何收费也是一大问题，电力系统是一个‘大池子’，不同类型的电源都在里面，很难去分清是谁用了这度电，又该收费多少。”上述专家表示。
暂不具备全国推广条件
在业内看来，想在全国范围内推广共享储能，还需一个认知的过程。在政策制定中，需要利益各方广泛参与，建立良好的协同机制，让资本在政策的引导下，真正成为推动储能行业发展的利器。
“未来，大规模共享储能将会有两个发展方向，一是将更多的分散式储能纳入共享范围，包括移动储能车、电动汽车等;二是基于共享储能云，结合用户用能数据、气象数据等实现更多应用，例如，为一个客户，甚至是多个客户提供削峰填谷等多样化服务。”岳芬说。
郑华表示：“从‘十四五’规划来看，大规模共享储能电站将主要布局在西北，包括新疆、青海、甘肃、内蒙古、宁夏等新能源外送地区。对于外送大省来说，共享储能模式不仅可提升区内新能源消纳水平，还可以有效提升外送直流的新能源占比。另外，目前，江苏、浙江等地也在结合海上风电、需求响应等领域探索共享储能的可行性，但由于中东部地区主要是用能市场，未来大规模共享储能布局相对少一些。”
不过，上述专家认为，就目前来说，电源侧、电网侧和用户侧如何共同走到共享这一步，就是一个难题。“如果推进共享储能模式，仍需要一个‘摸着石头过河’的过程。”
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