此前，浙江省發改委、浙江省能源局印發《關于浙江省加快新型儲能示范應用的實施意見》提出，支持“微網+儲能”“新能源+共享儲能”等電源側儲能項目建設；鼓勵新增的海上風電、集中式光伏電站綜合新能源特性、系統消納空間、調節性能和經濟性等實際因素，建設或購買新型儲能（服務）；鼓勵集中式儲能電站為新能源提供容量出租或購買服務；大力發展電網側儲能建設。

 

據記者了解，除了浙江外，青海等地也明確提出了電網側共享儲能的發展目標。

 

探路電網側共享儲能

 

當前，新能源并網比例的提高，正給電力系統帶來新的安全挑戰。新型儲能作為安全保障電源，亟需向大規模、中長周期、容易調度的方向發展，這正是電網側儲能的優勢所在。

 

電網業內人士告訴記者，電網側共享儲能是以電網為連接口，將電網側、電源側以及用戶側儲能電站進行最優的排列組合，再交由電網進行統一協調管理，推動源、網、荷各側儲能價值的全部釋放。

 

“目前，各地都在積極布局新型儲能，但青海和浙江率先推動了電網側共享儲能的發展。”上述電網業內人士表示，“電網側共享儲能的落地，既有利于新能源的消納并網，也有利于提高儲能項目的收益率，在一定程度上縮短投資的回報周期。”

 

一位浙江新能源企業相關負責人告訴記者，正是由于當前建設新型儲能成本較高，浙江才探索推動電網側共享儲能建設。“電網負責儲能電站的建設運維、調度運行和參與市場，各個新能源場站購買配額、視同于自身配建，多方協作滿足新能源大發展對儲能的需求。”

 

成本分攤及盈利模式需理清

 

與其他儲能模式一樣，電網側共享儲能也面臨著成本及盈利的問題。

 

一位儲能行業分析師告訴記者，從一個方面看，電網側共享儲能的調用是為電網服務的，那么在經濟關系上確實應該由電網付費。但從另一個方面看，由于不穩定的電源推高了調頻成本，那么應由電源方面付費。另外，如果從誰受益的角度來考慮，電力用戶是最終的受益者，又應該由用戶付費。

 

“電網側共享儲能是同一區域內的用戶共享了儲能的服務，毫無疑問應是誰享用誰付費。”中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎認為。

 

彭澎表示，除了成本分攤問題外，如何盈利也是電網側共享儲能要探索的。

 

“最新政策給予了儲能獨立市場主體的地位，明確提出建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場。這或許可以作為電網側共享儲能的一個盈利機制。”彭澎稱。

 

中國能源建設集團廣東省電力設計研究院有限公司儲能技術中心主任楚攀認為，電網側共享儲能電站的收益，或許可以通過參與電力輔助服務市場，獲取輔助服務費用的方式實現。

 

市場前景值得期待

 

彭澎表示，電網側共享儲能的前景值得期待。“分時電價、峰谷價差在不斷拉大，儲能的市場地位不斷明確，市場在釋放積極的信號，已經開始吸引資本進入。未來一旦有了更清晰的價格信號，資本會加速涌入市場。”

 

據了解，浙江正在電網側共享儲能方面進行新的嘗試，搭建基于區塊鏈技術的“云儲能”交易管理平臺，通過聚合各類儲能資源，形成共享儲能資源池。儲能購買方可隨時隨地篩選、購買平臺發布的共享儲能資源。國網浙江電力透露，將按照新能源+儲能、新能源+共享儲能、儲能配額制三階段分步推動健全儲能成本疏導機制和共享儲能發展市場。

 

上述儲能行業分析師表示，我國電力輔助服務市場尚處于初級階段，目前仍沒有針對電網側儲能或電網側共享儲能的具體政策。但是，考慮到新能源的消納需求和電網側儲能的優勢，電網側共享儲能的爆發不會太遙遠。“隨著電力市場機制不斷完善，交易品種和規則越來越成熟，電網側共享儲能的未來值得期待。”