广西独立共享储能：租赁+市场，服务大电网

eo记者 洪嘉琳

编辑 姜黎

审核 冯洁

南方电网广西电网公司2024年3月1日发布消息，广西成功研制全国首套钠离子电池储能系统。在此之前，南方区域首个大容量独立共享储能电站也在广西并网运行，广西新型储能研究与应用提速。

近两年来，广西新能源规模快速增长，对新型储能的需求也相应增加。考虑到配建储能小而散，调用较难，终端用户电价承受能力等因素，广西探索实践了独立共享储能模式，以向新能源企业收取配储容量租赁费、参与电力市场的运作方式。受访人士表示，该模式在提高资源利用率的同时也可为大电网服务，获得广西相关部门的认可。

当前，广西的峰谷电价差不大，新型储能充放电价格存在倒挂现象，持续完善储能的价格政策是后续发展的重点。受访人士认为，要支持新型储能实现长远发展，广西要继续完善电价机制，探索更加多元的成本疏导方式。

2022年12月，平陆储能站在广西南宁并网，规模为50兆瓦/100兆瓦时，这是南方区域首个大容量独立共享储能电站。

该项目由广西电网能源科技有限责任公司（以下简称“能科公司”）投资建设，国家电投全额租赁储能容量，其发电项目成为广西首批满足配储需求的市场化并网项目。

南方电网广西电网公司数据显示，截至2023年底，广西新能源装机容量超2600万千瓦，同比增长50%。2023年，广西新能源新增装机占全年新增总发电装机的70%。根据规划，“十四五”期间，广西将新增风电、光伏发电并网装机超3100万千瓦，“十四五”后两年广西新能源规模将继续扩大。

“新能源大规模并网，对电力系统调节特别是日内调节提出了更高的要求。”能科公司能源与数字产业部副经理李一铭介绍，广西风电经常在凌晨用电低谷时段大发，用电需求较大的夏季可能因极热无风而出力有限，光伏则在午间用电低谷时段大发，新能源出力和用电负荷“错配”。有电网规划人士指出，除了火电、水电等常规机组，广西需要新型储能提供一定的系统调节能力。

如何疏导成本是各地规划、配置储能绕不开的问题。有观点认为，随着新能源产业逐步成熟，近两年风电、光伏的造价成本呈下降态势，新能源项目的收益率有所提升，新能源企业有能力承担部分系统调节成本。

“新能源企业也有责任提供调节能力。”李一铭表示，长期以来，水电、火电等电源在提供电能量的同时也提供了一定的调节能力，并主要通过电量回收成本，即“干两件事收一份钱”。“当前，大规模新能源提供电量，但没有提供相应的调节能力，此前电量提供者与调节能力提供者一体化的问题就暴露出来了。”

新型储能的成本疏导方式主要有向电源侧和用户侧疏导两种。但目前广西整体用电规模较小，用户终端电价较高，现阶段向用户侧疏导全部成本尚不具备条件。同时，参与电力市场服务受充放电价格倒挂及调用次数的限制，盈利能力有限，因此现阶段新型储能的成本主要由电源侧和储能企业共同承担。

据介绍，在推进平陆储能站项目时，储能价格总体较高，国家电投考虑到租赁储能的一次性成本投入相对较低，选择按储能项目的全生命周期签署租赁合同。

平陆储能站并网后一年，双方合作的第二个共享储能项目建成并网，规模是第一个项目的4倍。广西的储能政策逐步明朗是一大助推力。

2023年3月，广西壮族自治区发展改革委印发《加快推动广西新型储能示范项目建设的若干措施（试行）》（以下简称《若干措施》），明确了示范项目作为独立储能的市场主体地位，积极推动项目参与电力中长期市场、电力现货市场、辅助服务市场交易等，并提出项目参与电力市场交易后向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

2023年10月，平陆储能站参与广西电力调峰辅助服务市场，率先在南方五省区实现储能辅助服务市场化运营。电网规划人士介绍，由于风电大发、午间光伏出力大，每年的秋冬季广西的调峰需求较为强烈。据介绍，2023年10月，平陆储能站的调用次数较多，一个月的充放电次数超过15次，10—12月参与调峰的电量约为2000兆瓦时。“多的时候储能电站甚至一天中标两次，实现两充两放。但从全年的维度看，这种情况不多见。”

目前，平陆储能站的收入主要包括租赁费和调峰收益，基本维持盈亏平衡。据介绍，两个项目实现保底成本回收所需的时间相差不大，但由于参与电力市场、充放电价格等政策更加明确，同时技术进步提高设备的运行效率，第二个项目的整体收入预期有所提高。

广西电力现货市场正加速建设中。多位广西能源从业人员认为，未来电力现货市场是新型储能较好的盈利渠道。“市场供需和价格相互影响，现货实时价格可以引导电力供需相互适应。”

有从业人员认为，广西火电、水电等传统电源的开发空间已较为有限，后续风电特别是海上风电有较大的发展潜力，同时负荷峰谷差逐步拉大，新型储能有一定的发展空间。

广西壮族自治区发展改革委2023年4月印发的《广西新型储能发展规划（2023—2030年）》（以下简称《发展规划》）披露，2021年纳入广西建设方案的市场化并网陆上风电和光伏发电项目，分别按照项目装机容量的20%、15%比例、时长不低于2小时配建新型储能。

多地实践发现，新能源配建储能“小而散”，电力调度机构难以规模化调用，一定程度上导致配建储能利用率低。因此，多地优先发展利用率较高和盈利模式较成熟的独立共享储能模式。

据介绍，“共享”有两层含义，一方面储能可以同时为多个新能源企业、项目提供容量租赁服务，另一方面储能资源可以共享给大电网。

建设大电网的目的是实现资源复用和相互调剂。广西共享储能模式的优势在于，租赁的储能容量在满足新能源项目并网要求后，不仅限于为该新能源项目服务，而是能为整个大电网服务。当其他新能源项目出力造成电网调节困难时，其储能容量也可以发挥作用。

有广西能源从业人员透露，广西发展储能的态度已较为明确，也出台了一些支持政策，但对储能的盈利模式还在探索中。《发展规划》提到，鼓励通过“容量租赁费+电力辅助服务收益”模式疏导新型储能成本，积极支持各类市场主体创新共享储能的商业模式。

上述从业人员认为，该模式要求新能源发电企业和储能企业有较好的合作基础，目前广西共享储能项目总体上仍存在一定的容量租赁难问题。

该人员透露：“电力调度机构会结合需求和储能电站意愿调用资源，但储能总体利用率仍较低，充放电价格倒挂是限制广西新型储能发展的一大因素。”

《若干措施》显示，新型储能示范项目充电价格暂按电网企业代理购电工商业及其他用电类别单一制电价标准，并执行峰谷分时电价。在参与电力市场交易前，储能放电的上网电价暂按广西燃煤发电平均基准价0.4207元/千瓦时执行。

2024年3月广西电网代理购电工商业单一制电价中，高峰时段和低谷时段的度电价格区间分别为0.9897—1.0222元 /千瓦时 和0.5909—0.6234元 /千瓦时 ，峰谷价差接近0.4元 /千瓦时 ，未参与市场项目的充电价格高于放电价格。据了解，在参与市场后，储能放电的成交价格一般约为0.4元/千瓦时，虽充电价格有一定优惠，但充放电价格倒挂的现象依然存在。

广西的峰谷价差较小，也低于0.7元/千瓦时这一业界普遍认可的新型储能可实现盈利的价差。《若干措施》提到，后续将结合电力供需实际情况优化完善峰谷分时电价政策，适时适度拉大峰谷价差，并探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。

李一铭建议，为实现新型储能可持续发展，广西要进一步理顺价格机制，给投资者稳定的政策环境和投资预期。“从长远看，要继续完善电价政策，探索更多元、更合适的成本疏导方式。”