- 何为共享储能？
- 共享储能政策有哪些？
- 共享储能优势在哪些方面？
- 共享储能现状？
- 共享储能怎么盈利？
- 建立共享储能需要什么条件？
- 建设周期多长？
- 预算需要多少？
- 使用周期是多长？
- 全国有多少共享储能示范工程？
- 施工方、建设方、运营方需要满足哪些合法条件？
- 共享储能的核心技术有哪些？
- 目前全世界最大的共享储能是？
- 目前中国最大的共享储能是？
- 共享储能什么时候出现的？
带着问题去解决问题，是判断一个专业人士是否了解这个行业的判断基准。以下是上述问题的回答：
（一）1、何为共享储能？
回答：共享储能，顾名思义就是共同享有的储能电站，非一方所独有，可以用金钱手段共同参与，比如租赁、单次购买、按月购买、按年购买等手段参与，是对外经营的储能电站。
共享储能的历史来源？
“共享储能”概念最早由青海省于 2018年提出 ，是指由第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，除了满足自身电站需求外，也为其它新能源电站提供服务；电站通过双边协商、双边竞价及单边调用等模式参与电力交易，降低新能源场站弃电量，并参与电力辅助服务市场。
2019年4月，鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程储能电站进行了共享储能交易试运营，市场化模式打破了单个电站独享模式，为“共享储能”提供了解决方案。
鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程坐落于青海省海西州格尔木市，项目总装机容量700兆瓦，其中光伏200兆瓦、风电400兆瓦、光热50兆瓦、储能50兆瓦，配套建设330千伏汇集站和国家级多能互补示范展示中心（又称“丝路明珠”）一座。
储能的概念
储能即能量的存储。根据能量存储形式的不同，广义储能包括电储能、热储能和氢储能三类。其中，电储能是最主要的储能方式，按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种技术类型。电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。
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抽水蓄能是当前最为成熟的电力储能技术，主要用于电力系统削峰填谷、调频调相和紧急事故备用等。抽水蓄能也是目前装机量最大的技术，占全球储能累计装机规模的 90%以上；但受地理选址和建设施工的局限，抽水蓄能未来发展空间有限。
电化学储能是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术。相比抽水蓄能，电化学储能受地理条件影响较小，建设周期短，可灵活运用于电力系统各环节及其他各类场景中。
储能的作用
国家发展改革委、国家能源局等五部门早在2017年印发的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》中，就明确提出，储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网+”智慧能源的重要组成部分和关键支撑技术。
在新型电力系统建设中，储能是解决新能源发电和负荷用电时空不匹配的最佳手段，相当于“蓄水池”，它能够将电力生产和消费在时间上进行解耦，使得传统实时平衡的“刚性”电力系统变得“柔性”。
总的来看，在电力系统中，储能主要应用在电网输配与辅助服务、可再生能源并网消纳、分布式及微网以及用户侧等场景中。在电网输配和辅助服务方面，储能技术主要作用分别是电网调峰、加载以及启动和缓解输电阻塞、延缓输电网以及配电网的升级。在可再生能源并网消纳方面，储能主要用于平滑可再生能源输出、吸收过剩电力减少“弃风弃光”以及即时并网。在分布式及微网方面，储能主要用于稳定系统输出、作为备用电源并提高调度的灵活性。在用户侧，储能主要用于工商业削峰填谷、需求侧响应以及能源成本管理。
补充：
什么是需求侧响应？
需求侧响应（demand response）是2020年公布的电力名词
用户根据实时电价、相关激励措施，主动做出调整用电需求的反应。
简单理解就是：利益最大化使用谷电，避开高峰期用电
新型储能
新型储能是什么？2021年6月22日，国家能源局发布了最新储能政策《新型储能项目管理规范(暂行)(征求意见稿)》指出，新型储能项目是除抽水蓄能外的以输出电力为主要形式的储能项目。
根据CNESA前瞻产业研究院2014-2020年统计数据来看，我国新型储能的结构占比仍较小，新型储能中电化学储能为主要储能方式，而其中以锂离子电池为主，占比达88.8%。因此，本文所述“新型储能” “共享储能”“独立储能电站”，均指以锂离子电池为主要存储单元的电化学储能电站。
（二）共享储能政策有哪些？
2021年是新型储能政策年，国家政策、省级政策陆续出台。储能政策的大力支持，更深刻的意义在于通过发展储能，增加光伏和风电等可再生能源的装机并网规模，最终实现“3060”双碳目标。
国家层面。2021年7月23日，国家发改委、国家能源局正式印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到2025年，新型储能装机规模达3000万千瓦以上（30GWH）；同时，明确新型储能独立市场主体地位。
现货市场环境下，独立储能电站获利方式将更加灵活。调频市场和电能量市场可以二选一，储能电站可以根据对于市场的预判灵活选择对自己最有利的交易品种。以山东为例， 调频市场价格上限已从8元/兆瓦提高至12元/兆瓦 。电能量市场日最高电价价差已经超过1元/千瓦时，远高于上一年的调峰补偿标准0.2元/千瓦时，套利空间更大。
（三）共享储能优势在哪些方面？
随着新型电力系统加快构建，全国多地将配建储能作为新能源并网或核准的前置条件，通常要求新能源项目配置5-20%、1-2小时的储能，从而增加调节能力、促进新能源消纳。由于新能源初始投资增加、储能设备质量不高、实际运行效果不及预期，新能源自配储能模式持续引发行业争议。从各省实践来看，共享储能模式因其优势多元、模式共赢，越来越多地得到市场认可。
一是优势多元。相较于新能源自配储能的分散式发展方式，共享储能具有调度运行更高效、安全质量更可控、经济效益更凸显等多重优势。
此外，共享储能还有明显的经济优势。规模化采购储能设备和建设施工，可降低储能电站成本，减小项目建设初期投资压力和未来运营风险。共享储能不仅具有成本优势，还可通过充分利用多个新能源场站发电的时空互补特性，降低全网储能配置容量。随着技术进步叠加规模效应，共享储能度电成本在“十五五”期间将接近抽蓄水平。
二是模式共赢。稳定共享储能电站收益来源、建立可持续的商业运营路径，是共享储能模式推广应用的关键。国家明确鼓励新能源企业通过自建或购买储能调峰能力来履行消纳责任，因此新能源企业可向共享储能电站购买一定比例储能容量、按年支付租金。除向新能源企业收取租金外，共享储能还可参与各类电力市场获取相应收入，用于弥补运行成本，提升项目经济性。
（四）共享储能现状
据公开信息统计，截止发稿前，内蒙古、湖北、山西、宁夏、甘肃、河北、山东、陕西、河南等省均有共享储能备案项目，据不完全统计，2021年备案的共享储能项目达85个，总建设规模超12GW/24GWh。
（五）共享储能盈利模式or商业模式？
纵览全国已推行的共享储能商业模式，大致可以归纳为以下几类：
一是为新能源电站提供储能能力租赁服务，获取租赁收益，这也是目前大部分独立共享储能电站最主要的收益来源。
二是通过与新能源电站进行双边竞价或协商交易，通过发展储能电站“蓄水池”作用进行“低充高放”，降低新能源电站弃电率，实现双方利益共享和分摊。这主要在青海等新能源消纳形势严峻的省份应用为主。
三是通过单边调用，参与电力辅助服务，储能电站获取调峰、调频辅助服务费等，这主要以山东、青海、甘肃等省份为主。
四是在电力现货试点省份，通过参与电力现货电能量市场，实现峰谷价差盈利。
补充：
目前仅有3个 省份 启动 电力现货试点 目前仅有3个 省份 启动 电力现货试点
“早在2017年8月28日,国家发改委、国家能源局就联合下发了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》特急文件,选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为第一批试点,要求2018年底前启动电力现货市场试运行。”
2021年，国家发改委和国家能源局明确将辽宁、上海、江苏、安徽、河南、湖北作为第二批电力现货市场试点省份
何为电力现货市场？这样的交易方式有何好处？原来，现货市场主要包括日前、实时电能量市场和备用等辅助服务市场，与中长期市场等构成完整现代电力市场体系。通俗而言，电力现货市场相当于“一手交钱、一手交货”，形成分时分区电价信号，更好反映电力商品时空价值，助力电力保供、产业升级和能源转型。
据悉，通过电力现货市场，一是可以发现价格、激励响应，真实反映电力商品在时间和空间上的供需关系，引导发用电资源响应市场价格波动，提升电网调峰能力、缓解阻塞；二是促进竞争、优化配置，以集中出清的手段促进了电量交易的充分竞争，实现了电力资源的高效、优化配置；三是落实交易、调节偏差，落实中长期合同交割与结算，以现货市场为核心的电力平衡机制调节发用电偏差，同时为中长期交易提供价格风向标；四是保障运行、管理阻塞，形成与电力系统物理运行相适应、体现市场成员意愿的交易计划，为阻塞管理和辅助服务提供调节手段和经济信号；五是引导规划、量化决策，分区、节点电价能够有效引导电源、电网的合理规划,为建设投资提供量化决策依据。
2021年，国家发改委和国家能源局明确将辽宁、上海、江苏、安徽、河南、湖北作为第二批电力现货市场试点省份，江苏省迅速行动，省发展改革委作为第一责任单位，牵头组建由电网企业、市场主体、电改相关专家组成的现货工作专班，研究编制江苏现货市场建设方案和运营规则，多形式、多渠道征集意见建议，于今年6月23日正式印发《江苏电力现货市场运营规则（V1.0版）》。国网江苏省电力公司高度重视现货市场技术支持系统建设，组建专业研发团队，落实项目资金，加快系统硬件配置和软件开发，不间断开展系统测试，满足现货市场申报、发布、出清、执行、结算全流程运行需要。为了检验交易规则设计的可行性，测试技术支持系统功能，增强市场主体的参与意识，按照“起好步、不停步、有进步”原则，开展了多轮次现货市场试运行，试运行期间，市场健康活跃，运营规范有序，价格信号有效，电网运行平稳。
“江苏做深做实市场主体培育，今年累计完成了8批次、15场现货市场培训，共有2600人次参与，涵盖江苏发用两侧全部市场主体，有力提升了市场主体认知水平和参与能力。”华能江苏公司运营中心主任助理姜红军告诉记者，经过一年的努力，全省130台统调公用燃煤、6台核电机组全部参与现货市场，用户侧参与主体从第一次模拟试运行的2家售电公司、2家一类用户扩大至第三次结算试运行的61家售电公司、2家一类用户，包括江苏主要电力批发市场主体。
“试运行期间，日均现货出清电量约10亿千瓦时，出清价格有效反映电力供需变化，度电最高价1.5元，度电最低价0.1元。电力供应紧张时段，较高的现货价格有效激励各类电源稳发、多发，促使用户减小高峰用电以降低购电成本，有效缓解供需矛盾。新能源大发时段，较低的现货价格激励火电机组开展灵活性改造，尽量减少低价段的发电量，同时有效刺激用户增加用电，大幅提升新能源消纳能力，助力能源低碳转型和双碳目标实现。”江苏电力调度控制中心现货市场处处长王岗说。
据悉，试运行期间，江苏同步启动了省内深度调峰市场、调频市场、可调负荷市场，积极参与省间现货市场、华东备用市场、华东调峰市场，实现了多品种、多层级短期市场的联合运营。利用各类短期市场机制。2022年，江苏累计增加新能源消纳约31亿千瓦时，最大增购省外电力519万千瓦，累计增购电量约40.5亿千瓦时，对于促进高峰电力保供和低谷新能源消纳起到了积极作用。
据了解，下一步江苏将进一步完善系统功能和机制设计，逐步扩大发电企业参与现货市场的范围，实现将全部市场用户纳入现货交易试点。按照边试边改、逐步推进的原则，不断拉长试运行时间，增加试运行频次，尽快实现长周期、连续结算试运行，不断推动现货试点取得新成效。
（五）共享储能怎么盈利
山东模式：
2021年4月8日，山东省发展改革委、省能源局、国家能源局山东监管办联合印发了《关于印发<关于开展储能示范应用的实施意见>的通知》（鲁发改能源〔2021〕254号），指出要通过试点示范，促进新型储能技术研发和创新应用，培育具有市场竞争力的商业模式，形成可复制、易推广的经验做法。 山东首批示范项目规模为50万千瓦左右，在支持政策中明确提出：示范项目参与电力辅助服务报量不报价，在火电机组调峰运行至50%以下时优先调用，按照200元/兆瓦时给予补偿；示范项目充放电量损耗部分按照工商业及其他用电单一制电价执行。结合存量煤电建设的示范项目，损耗部分参照厂用电管理但统计上不计入厂用电。示范项目参与电网调峰时，累计每充电1小时给予1.6小时的调峰奖励优先发电量计划。联合火电机组参与调频时，Kpd值≥3.2的按储能容量每月给予20万千瓦时/兆瓦调频奖励优先发电量计划，Kpd值每提高0.1增加5万千瓦时/兆瓦调频奖励优先发电量计划。示范项目调峰调频优先发电量计划按月度兑现，可参与发电权交易。支持政策暂定5年，期间将视市场环境适时调整。
山东首批100MW/200MWh共享储能示范电站，其收益模型主要有三方面：
一是容量租赁费。根据实施意见“风电光伏项目按配建比例要求租赁储能示范项目代替自建储能的，可以优先并网、优先消纳”。考虑市场竞争因素，租赁价格按400元/千瓦·年考虑，年收益约4000万元。 二是辅助服务费。根据实施意见，“在火电机组调峰运行至50%以下时优先调用，按照200元/兆瓦时给予补偿”。根据山东调度数据，运行至50%以下的调峰时间约1000小时，年收益约2000万元。 三是优先发电权交易。根据实施意见，“项目参与电网调峰时，累计每充电1小时给予1.6小时的调峰奖励优先发电量计划”。发电量计划交易时，考虑发电上网价格及市场行情，可按度电0.1元（含税）价格转让，年收益约1600万元。 根据示范项目可研报告，通过参与辅助服务与容量租赁，项目年收入约为7600万，考虑初期建设费用及运营成本后，项目静态回收期7.79年，按照十年运营期测算，示范项目内部收益率为6.51%，能够覆盖央企关于项目投资收益率的基本要求。 随着电力市场改革的深度推进，共享储能外围的形势政策也在不断变化。2021年11月，山东省发展改革委、省能源局印发《关于做好煤电机组优先发电全部进入市场有关工作的通知》，明确年初下达的全省煤电公用机组优先发电量计划全部进入市场，上网电价通过市场化方式形成。 根据国家发改委 2021年发布的《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办体改〔2021〕339号）中已明确要求 “现货市场运行期间由现货电能量市场代替调峰市场”。缺少了调峰市场，原示范政策中构建的储能收益模型将不复存在。除了租赁收益外，现货电能量市场交易便成了新的收益来源。 2022年2月底和3月初，位于山东省的留格国投储能电站、滕源华电储能电站、关家三峡储能电站和全福华能储能电站先后在电力交易中心完成注册公示，正式成为山东省电力现货市场的交易主体。这四个电站自此成为全国首批参与电力现货市场的独立储能电站。 根据《山东省电力现货市场交易规则(试行)（2022年试行版V1.0）》，独立储能电站充电功率目前应不低于5兆瓦，持续充电时间不低于2小时。调频辅助服务市场与现货市场分开运行，协调出清，储能电站可以自主选择参与调频市场或者以自调度模式参与电能量市场。 从运行情况看，电力现货交易最低价格0.08元/千瓦时，最高电价约0.5元/千瓦时，一度电可赚0.42元。而此前，储能电站属购电用户，平均电价为0.66元/千瓦时；卖电平均电价为0.39元/千瓦时，盈利空间十分有限。 参与电力现货交易后 ，储能电站成为市场主体，电价低谷时段，以最便宜电价买电，存储备用；电价峰值时段，参与电网削峰填谷，高价卖电。山东新型储能电力现货交易，为全国储能发展探索了一套全新商业模式，储能电站将改变过去盈利难的现状，也为新型储能多模式、多途径、多场景、规模化发展注入强劲动力。
湖南模式：
主要以租赁形式推广共享储能
2019年，湖南省电网最大峰谷差达15.57GW，平均峰谷差8.8GW，位居各省电网公司首位。为缓解日益严峻的电网调峰形势、促进新能源消纳，2020年3月，经多方协商，湖南省28家企业做出了新能源项目配套建设储能设备的承诺。但因储能投资成本巨大，兑现配储承诺的企业寥寥无几。 为解决储能建设投资难题，国网湖南综合能源有限公司积极探索储能商业化推广“新出路”，于2020年11月11日发布储能设备租赁招标公告，正式拉开了新能源侧储能租赁“大幕”。 新能源侧储能租赁，即由国网湖南综合能源租赁储能核心设备，建设储能电站，然后以出租储能电站使用功能的方式，为新能源开发商提供电量消纳服务。储能企业向国网湖南综合能源出租核心设备外，其还承担租赁期内储能电站核心设备的运维、检修工作；而储能电站站内设计、建设与其他相关设备等投资都由国网湖南综合能源买单。也就是说，储能电站的建设、运维等成本将由国网湖南综合能源与新能源开发商两方共同承担。这种租赁模式，在一定程度上，也是共享模式，即一个储能电站可同时由电网企业和新能源企业共同使用、共同承担成本。一个储能电站也可为一家或多家新能源开发商提供服务，服务项目的数量取决于储能电站与新能源项目的规模。 以永州蚂蟥塘20MW/40MWh项目为例，假设该项目储能电池等核心设备的年租金中标价格为1300万元，新能源开发商租赁储能电站的费用大约为800万元/年，其余储能电站运营费，如设备运维费、电量损耗费等都由国网湖南综合能源承担；而若新能源开发商自配一个20MW/40MWh规模储能，除需支付储能电站约8000万元的初始建设投资外，每年还需额外支付70万元储能电站运维费用、160万元大修技改费用和150万元电量损耗费等，相比之下，租赁储能模式下的储能投资压力将大大减小。 2021年12月31日，由长沙华能自控集团主导投资建设、华自科技整体提供产品及实施的城步儒林10万千瓦/20万千瓦时储能示范电站成功并网运行，该储能站是湖南首个社会资本投资的电网侧储能示范电站，也是目前国内社会资本投资最大单体电网侧储能示范电站。建成后将有效引领湖南省社会资本投资储能产业，成为电网侧电池储能发展的示范。 根据规划报告，预计到2025年，湖南省将新增风电装机458万千瓦、光伏装机475万千瓦，届时，将新增储能装机139.1万千瓦/230.7万千瓦时（按15%配比计算）。可见，湖南电网对于储能有着迫切、持续的需求。但因储能初始投资成本偏高、盈利空间严重不足，导致各方对于投资建设储能项目的积极性并不高。而储能电站租赁模式的推广将大大降低储能设备投资成本，缓解了“无人愿意为配置储能买单”的尴尬局面。 目前，湖南新能源企业配套建设储能在能源行业、政府监管部门已基本达成了共识。湖南省政府正牵头制定产业政策和发展规划，力争在未来五年，将湖南打造成全国领先的储能产业创新中心、储能产业制造中心和储能产业应用中心。 未来，湖南储能产业规划还将从四方面着手：一是明需求，分情景明确储能需求总量、结构、空间分布等；二是拟方案，拟定储能技术路线、储能规模、储能布局等；三是做比选，比较不同储能方案优劣，提出推荐方案；四是提举措，提出储能商业模式建议、配套政策措施等。
青海模式：
2019年4月，由青海国网投建的鲁能海西州多能互补集成优化示范工程，正式探索“共享储能”；项目规模50MW/100MWh，这是全国首座接入大电网的共享式储能电站。2019年5月31日，西北能监局发布《青海电力调峰辅助服务市场化运营规则》，详细规范了青海的储能辅助服务调峰市场化机制，标志着青海共享储能商业模式有了制度保障。 青海共享储能以储能市场化交易和调峰辅助服务市场交易两种商业化运营模式，建成了共享储能市场化交易平台和区块链平台。其中，储能市场化交易模式是指新能源和储能通过双边协商或市场竞价形式，达成包含交易时段、交易电价、电量及交易价格等内容的交易意向。调峰辅助服务市场交易模式是指市场化交易未达成且条件允许时，电网按照约定的价格直接对储能资源进行调用，在电网有接纳空间时释放，以增发新能源电量。 为了保障交易的公平性、安全性、及时性，在共享储能中引入了区块链技术，通过大家都认同的约定方式实现交易间的快速撮合，并对交易数据进行加密、上链、存证，实现交易数据精准追溯。 2022年3月11日从国网青海电力获悉，青海共享储能电站通过市场化交易累计增发新能源电量超1亿千瓦时。截至2022年2月底，青海电网并网电化学储能容量为36.3万千瓦/49.8万千瓦时，其中参与共享储能的电站有2座，总容量为8.2万千瓦/16.4万千瓦时，共有366家新能源发电企业参与共享储能交易，累计成交3533笔，总充电量9903万千瓦时，总放电量8134万千瓦时，累计增发新能源电量10127万千瓦时，实现了新能源企业与储能企业互利共赢，缓解了电网调峰压力。 值得注意的是，2021年，青海储能发展先行示范区行动方案获得国家能源局批复。对于青海省，《方案》提出研究储能电站过渡性扶持政策，探索以年度竞价方式确定示范期内新建“共享储能”项目生命周期辅助服务补偿价格。目前青海省投运的两座共享储能电站，盈利主要通过与新能源企业达成调峰辅助市场双边协商交易并通过调度机构单边调用来获取固定的调峰辅助服务补偿。由于涉及多方利益，现有模式协调成本较高，年度竞价的引入有望降低各方交易成本。 此外，《方案》还提出要加快青海省辅助服务市场建设和电力现货市场建设。青海省并不在电力现货市场建设的前两批试点范围内，但2020年底时曾对外发布过《青海电力现货市场建设方案（征求意见稿）》，提出分阶段建设现货市场的方案。其中，初期仅允许新能源作为市场中主体，储能可参与中长期交易和辅助服务交易。随着现货市场建设的逐步推进，不久的将来，青海的共享储能电站也将通过现货市场获取收益。
（六）建立共享储能需要什么条件
招标范围包含项目勘察、储能电站设计、设备采购、工程施工、试验、调试及竣工验收、送出工程等。其中，设备材料采购包括储能系统全套设备、储能电站主变、高低压开关柜、配电装置、等所有设备的采购。
1. 招标说明
中能建投绿塬变100MW/200MWh共享储能电站示范项目EPC总承包工程已由泾源县审批服务管理局备案，工程发包人为泾源县中能建投新能源有限公司（以下简称“招标人”或“发包人”）。工程投资控股方为中国能源建设集团投资有限公司，建设资金为自筹和*款贷**，自筹资金20%，*款贷**80%。本工程已具备招标条件，现将该工程的EPC总承包工程进行公开招标。
2. 项目概况与招标范围
2.1 项目概况
1）项目的建设地点：宁夏固原市泾源县大湾乡六盘村；
2）建设规模：本项目规划容量为300MW/600MWh，本期为一期，本期建设100MW/200MWh；
3）计划工期：本项目总工期 7 个月；
计划开工时间：2022 年11月30日；具体开工日期以招标人或监理人发出的开工通知书为准。
计划竣工验收时间：2023 年6月30日。
2.2 招标范围
招标范围包含项目勘察、储能电站设计、设备采购、工程施工、试验、调试及竣工验收、送出工程等。（包括但不限于以下内容，具体详见招标文件）
1）勘察设计：（1）地形图测量，储能区及升压站地质详勘，材料、设备技术规范书编制，升压站初步设计，项目鸟瞰图及效果图设计，施工图设计，升压站建筑物装修二次设计、绿化设计、竣工图编制；（2）参加设计审查，并按审查意见进行修改和补充；参加施工检验验收等设计交底及现场服务工作；（3）编制工程施工招标（提供工程量清单）、编制施工组织设计大纲、设计对标报告、优化设计大纲、基建节能减排专题报告，参与有关的招评标和技术协议的签订工作；（4）与本项目相关的其他设计工作。以上报告审查、手续办理等相关费用由承包人负责。
2）设备材料采购：（1）储能系统全套设备、储能电站主变、高低压开关柜、配电装置、无功补偿、电缆、综自系统、交直流系统、图像监视系统、安全态势感知系统、全景监控系统、一次调频系统、纵向加密装置、辅助设施等所有设备的采购，以及上述设备的接货、卸车、保管、成品保护、转运、安装、汇线、试验、调试等全部工作；（2）主体工程所需的材料采购、制作及安装，包括但不限于线缆、光纤、电缆槽盒、接地扁钢（铜绞线、接地极等）、标识标牌、电缆沟盖板、厂区围栏和电缆标示桩、安全横向隔离装置等工程配套设备设施及其相关的材料。
3）储能电站施工：包括升压站、储能系统区涉及的所有土建、安装工程及保卫保洁等。（1）安装工程包括但不限于：升压站主变、高低压开关柜、电池集装箱、箱变及PCS集装箱、配电装置、无功补偿、电缆、综自系统、交直流系统、图像监视系统、供排水系统工程设施及其他辅助设施等所有设备安装以及配套安装工作。（2）土建工程包括但不限于：五通一平、临时设施的施工、道路的新建和改扩建、升压站部分、供排水系统工程、35kV集电线路、电池集装箱基础、箱变及PCS集装箱基础、接地、消防、给排水、挡护、绿化、水土保持、植被恢复等相关土建以及配套土建工作。（3）负责升压站永久水源、永久电源工程实施（考虑外接10千伏电源接入），以及施工临时设施的施工，满足总体设计方案、生产及生活需要。
4）试验、调试及竣工验收：完成储能电站质量监督、并网验收、防雷检测、沉降观测、消防验收、档案验收、劳动安全卫生验收、防雷接地、安全验收、设备性能试验、涉网实验、机电及电磁建模、职业健康“三同时”、竣工验收等工作，包括上述所有文件的编制、咨询、报审、技术和售后服务、培训、消缺等全部工作，由此发生的一切费用包含在投标报价中。
5）项目征租地：升压站（含进站道路）、储能系统区域为本项目永久*地征**，发包人负责办理相关审批手续并承担永久*地征**、用地补偿等相关费用，承包人须予以配合；本项目所涉及的长期租地、临时占地由承包人办理相关手续并承担相关费用。
6）送出工程
本项目送出工程为单项交钥匙总承包，承包人负责送出工程及对端改造相关的各类手续办理、*地征**租地、地上附着物赔偿、送出工程勘察、设计、建筑安装施工、特殊工程措施、设备材料采购、调试、电网公司验收、环水保专项验收等，保证送出线路正常投入商业运行。
7）其他工作
其他未提到，但它对于本工程的功能、安全、稳定运行是必不可少的，那么这些建筑、设备、材料或协调服务等费用，也应由承包人负责提供，其费用包括在总价中。主要设备材料招标及分包工程招标由承包人组织完成，招标结果需经发包人审核。
3. 投标人资格要求
3.1 资质要求
3.1.1 本次招标要求投标人须为依法注册的独立法人或其他组织，需提供有效的证明文件。必须具备电力行业工程设计甲级及以上资质或电力工程施工总承包一级及以上资质，和有效的安全生产许可证，且通过质量管理体系、环境管理体系和职业健康安全管理体系认证，同时在人员、设备、资金等方面具有相应的EPC工程总承包实施能力。
3.1.2 本次招标接受联合体投标，联合体投标的，应满足下列要求：
3.1.2.1 联合体成员总数不超过2家。采用联合体投标的，联合体必须由设计单位和施工单位组成，明确联合体牵头人，并附联合体协议书。
3.1.2.2 承担设计任务的单位资质：工程设计综合甲级资质或电力行业工程设计甲级资质。
3.1.2.3 承担施工任务的单位资质：电力工程施工总承包一级及以上资质。
3.1.3 若为承担施工任务且不具备招标文件所要求的设计资质的单位投标，投标时需明确设计企业，提供其设计资质文件及其设计方案进行评审，并按照第七章投标文件格式8.2附件提供“设计分包情况说明及分包意向协议”。
3.2 业绩要求
3.2.1投标单位须具备近三年（2019年-2021年）承担过包含储能系统的电站工程EPC总承包的合同业绩或含220kv升压站业绩或1个50MWp及以上光伏EPC工程业绩。投标人须提供能证明本次招标业绩要求的合同或对应的验收证明扫描件，合同扫描件须至少包含：合同双方盖章页、合同签订日期、合同范围内容及关键技术参数等信息；验收证明至少须由合同发包人、合同乙方和监理三方盖章。
3.2.2 若投标人为联合体，联合体内任意成员满足以上业绩要求或联合体成员均具有近三年的与本项目规模类似的相应设计、施工或者工程总承包业绩。
3.3资格要求
项目经理的资格要求（可兼任施工负责人，若为联合体投标，由联合体主办方委派）：投标单位拟派出的项目经理依法承担质量终身责任，应具备注册一级建造师资格证书，且注册单位必须与投标单位名称一致，具有有效期内的安全生产考核合格证书（B证）或中级安全师执业证书，担任过类似EPC总承包项目经理或设计、施工、监理等项目负责人，且熟悉工程技术与工程总承包项目管理知识以及相关法律法规、标准规范，具有较强的组织协调能力和良好的职业道德。投标人须提供能证明项目经理业绩的证明文件，可以是合同或验收证明或用户证明等有盖章的材料扫描件（以上材料需能体现工程名称、项目经理或设计/施工/监理等专业负责人、竣工时间及单位名称）。
设计负责人的资格要求（若为联合体投标，由联合体设计方委派）：具备高级及以上职称或相关注册执业资格证书，且注册单位必须与投标单位名称一致。至少具有类似工程或新能源工程项目设计负责人的业绩，投标人须提供能证明设计负责人业绩的证明文件，可以是合同或验收证明或用户证明等有盖章的材料。
施工负责人的资格要求：具备高级及以上职称或提供有效的一级注册建造师执业资格证书，且注册单位必须与投标单位名称一致。至少具有类似工程或新能源工程项目施工负责人的经历，投标人须提供能证明项目施工负责人业绩的证明文件，可以是合同或验收证明或用户证明等有盖章的材料扫描件（以上材料需能体现工程名称、项目施工负责人、竣工/投运时间及单位名称）（投标人为施工单位的要求提供此项）。
专职安全员的资格要求：具备中级及以上职称，必须具有有效期内中级安全师执业证书或安全生产考核合格证书（C证）。至少具有类似工程或新能源工程项目专职安全员的业绩，投标人须提供能证明其业绩的证明文件。
项目管理机构其他人员：详见招标文件。
3.4 投标人须具有良好的银行资信和商业信誉，没有处于被责令停业，财产被接管、冻结，破产状态。
3.5 投标人在投标截止时间前三年内不存在骗取中标、严重违约、重大工程质量安全问题或因自身的原因而使任何合同被解除的情形。
3.6 投标人近三年没有因串标、欺诈、行贿、压价或弄虚作假等违法或严重违规行为的被政府或招标人取消其投标的资格。未被列入失信被执行人名单及本集团的黑名单库。
（七）目前全世界最大的共享储能是？
根据项目及行业属性，下文主要从“全球最大、全国最大、全省最大、全行业最大”四个围度进行分类统计。
1、海南省单体容量最大光储项目投产
4月17日，由大唐海南能源开发有限公司投资建设的大唐文昌翁田集中式光伏基地100MW农光互补+储能示范项目顺利建成投产发电。该项目是海南省重点项目，是目前海南单体容量最大的“光伏+储能”项目，也是文昌市“十四五”首个开工的光伏项目。
该项目投资6.8亿元，投产后首年利用小时数可达1400小时以上，年均向海南电网提供超1.74亿千瓦时的纯绿色清洁电力。相较燃煤发电每年可减少二氧化碳排放14.4万吨，相当于6000亩森林每年吸纳量。
2、全球最大绿色储能电站项目落户阳西
6月1日，阳西县政府与广州汇宁时代新能源发展有限公司、中广核电力销售有限公司签订战略合作协议，标志着全球最大的绿色储能电站项目正式落户阳西。该项目计划投资约120亿元，储能电站项目容量达2GW/5GWh。项目建成后，能够为阳西县730万千瓦海上风电项目以及其它新能源项目提供配套基础服务，将进一步提升阳西乃至粤西电网的新能源消纳和调峰调频能力，推动阳西经济社会高质量发展。
3、平高集团中标非洲单体最大储能项目
6月13日，凭借着领先的技术解决方案和丰富的储能项目履约经验，平高集团成功中标南非国家电力公司80兆瓦/320兆瓦时电化学储能电站EPC项目，项目合同金额7.61亿元。该项目不仅是平高集团海外首个电化学储能项目，同时也是非洲单体容量最大的电化学储能项目。
4、全球规模最大的盐穴压缩空气储能项目可研报告通过评审
7月14日，江苏淮安465MW/2600MWh盐穴压缩空气储能项目可行性研究报告在京顺利通过专家评审。
江苏淮安465MW/2600MWh盐穴压缩空气储能项目，共分两期实施：一期单机115MW，二期单机350MW。该电站建成后，将成为国际上容量最大的压缩空气储能电站，可实现年发电量8.5亿度。
5、单机容量最大的级联型35kV高压直挂储能系统下线
7月15日，广州智光电气股份有限公司控股子公司广州智光储能科技有限公司、中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司、上海交通大*联学**合举办的“级联型35kV高压直挂大容量储能系统项目验收评审暨新品发布会。
专家组一致认为，该项目研制的35kV 20MW/40MWh高压直挂电池储能系统是迄今为止公开报道的最大容量单机储能系统，有利于提升储能系统容量、安全性和经济性，建议加快产品推广应用。
6、宁波市最大分布式光伏+储能项目顺利投运
7月21日，宁波市最大光储项目“宁波杭州湾吉利汽车部件有限公司（极氪工厂）29MW分布式光伏+6MW/12MWh储能”顺利并网，实现光储同步投运。
据悉，极氪工厂光储项目利用屋顶面积15.42万平方米、停车场面积17.13万平方米，装机容量为29.2864MW，光伏电站分为5个光伏子站，每个子站约5.8MW，其中1个子站通过1 回10千伏线路接入110kV吉杭用户变，4个子站分别通过1回10kV线路接入110kV吉杭用户变下级10kV配电房。该项目消纳方式为“自发自用，余电上网”模式，建成后年均发电量约为3200万kWh。
7、全球容量最大的二氧化碳储能项目竣工
8月25日，全球首个二氧化碳+飞轮储能示范项目竣工仪式在德阳成功举行。该项目也是全球单机功率最大，储能容量最大的二氧化碳储能项目。
该项目占地18000㎡，约为两个半足球场大小，储能规模10MW/20MWh，能在2小时内存满2万度电，是全球单机功率最大，储能容量最大的二氧化碳储能项目，也是全球首个二氧化碳+飞轮储能综合能源站。
8、全国首个单体最大电化学共享储能项目
9月5日，山西晋海清洁能源有限公司500MW/1GWh共享储能电站开工建设。该项目全容量建成投产后，将成为全国首个单体最大的电化学共享储能示范项目，年产值约3亿元。可助力解决电网安全问题，促进地区能源结构改善，增加清洁能源输送比例。还能有效提高新能源的消纳能力，尽量减少弃风、弃光等现象的发生，并提高电网运行能力，稳定电网安全运行。
9、全国最大规模储能系统集采项目公示
9月17日，中核汇能发布了2022-2023年新能源项目储能系统集中采购公告，总储能规模5.5GWh。这是今年以来发布储能设备集中采购需求的第七家央企，也是今年目前规模最大的一次储能系统集采。其他6家分别为：平高集团3GWh、华能2GWh、中广核1.9GWh、华电1.4GWh、大唐0.98GWh、国家电投未公示。
据公告显示，本次集采要求储能技术/系统为：全钒液流电池储能系统、风冷磷酸铁锂储能系统、液冷磷酸铁锂储能系统。拟采用直流1500V储能系统设计方案，并网电压等级为35 kV。
10、浙江最大用户侧熔盐储能项目
9月19日，浙江天圣控股集团有限公司熔盐储能项目成功送电。据悉，该项目总投资约2.7亿元、占地13亩，投运后可年供蒸汽量42万吨，可用绿色热能完全替代园区内32家印染加工企业目前使用的燃气热能。
天圣集团熔盐储能项目，是浙江省全省最大的用户侧熔盐储能项目，利用西部地区的风力发电、光伏发电以及廉价的谷电进行储能。预计10月15日正式投运，每月可节约900万元的能耗成本。
11、全球最大光（热）储多能互补一体化项目
9月20日，中国能源建设集团投资有限公司与*疆新**哈密市巴里坤哈萨克自治县人民政府签订了中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目。
该项目位于巴里坤县三塘湖区域，将建设135万千瓦光伏、15万千瓦光热及配套220千伏升压汇集站等，总投资82亿元，计划明年年底投产发电，投产发电之后每年可向电网输送30亿度的清洁电能。
12、全国单体容量最大用户侧储能
9月20日，由南方电网产业投资集团投资，广东南海电力设计院工程有限公司和南方电网智慧用能能源(广东)有限公司共同设计建设的首批用户侧储能项目——蓝思科技（东莞）有限公司用户侧智慧用能项目投产。
据介绍，该项目储能总容量为53MW/105MWh，平均每天移峰填谷约10万度电，是目前全国单体容量最大的用户侧磷酸铁锂电化学储能项目。该项目配套建设总容量5.9MWp的光伏,平均每天发电约1.6万度，也是南方电网目前最大的光储一体化用户项目。
13、全球最大规模压缩空气储能示范工程开工
9月28日，全球最大规模山东*安泰**350兆瓦盐穴压缩空气储能示范工程在山东*安泰**市举行开工仪式。该工程由中国能建与*安泰**市泰山新能源有限公司共同投资，这是继中国能建主体投资的世界首台（套）300兆瓦级压缩空气储能示范工程开工后的又一大规模长时新型储能工程落地。
此工程多项储能技术再创新高，采用全球首创低熔点熔融盐高温绝热压缩技术，工程建成后将在压缩空气储能领域实现单机功率全球第一、转换效率全球第一、储能规模全球第一，有助于推动新型储能技术高端发展，促进可再生能源大规模并网消纳和废弃盐穴资源再利用，为构建新型电力系统、实现“双碳”目标贡献“能建方案”。
14、华东最大电网侧储能、国内最大钠离子储能电池项目
9月28日，三峡能源安徽阜阳南部风光储基地项目储能系统EPC总承包中标结果出炉，中国能源建设集团安徽省电力设计院有限公司以投标报价99613.6601万元获得中标。
该项目位于安徽省阜阳市阜南县，是目前华东区域最大的电网侧电化学储能项目，也是目前国内最大的钠离子储能电池项目。项目规划本期建设300MW/600MWh储能电站，其中包含270MW/540MWh磷酸铁锂电池和30MW/60MWh钠离子电池。共设置81套磷酸铁锂储能单元和9套钠离子储能单元，同时配套建设1座220千伏升压站。未来项目终期规划为450MW/900MWh，预计2023年6月全部投运。
15、世界单机规模最大新型压缩空气储能电站并网发电
9月30日，国际首套百兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目在河北张家口顺利并网发电。该示范项目技术由中国科学院工程热物理研究所提供，于2020年10月开工建设，2021年12月完成设备安装及系统集成，总规模100MW/400MWh，核心装备自主化率100%，每年可发电1.32亿度以上，能够在用电高峰为约5万户用户提供电力保障，每年可节约标准煤4.2万吨，减少二氧化碳排放10.9万吨，是目前世界单机规模最大、效率最高的新型压缩空气储能电站。
16、世界最大单期储能电站投入商业运营
10月18日，阿特斯阳光电力集团(Canadian Solar Inc., NASDAQ: CSIQ,宣布350兆瓦/1400兆瓦时的“酒红(Crimson)”独立储能项目投入商业运营，向加州电网提供灵活可靠的电力。“酒红(Crimson)”独立储能电站是目前全球最大的单期投入商业运营的储能电站，也是目前全球第二大运营中的独立储能电站。
“酒红(Crimson)”独立储能电站将帮助加州电力用户享受更多零碳能源，在用电高峰期确保加州电网的稳定性。“酒红(Crimson)”储能电站预计可满足47,000户居民每年的用电需求，相较于天然气发电，相当于每年抵消275,000吨二氧化碳排放和47吨碳氧化物的排放。该电站二氧化碳的减排量相当于减少53,000辆汽车的温室气体排放。
17、宁德时代拿下美国最大光储项目
10月18日，宁德时代宣布与美国公用事业和分布式光伏+储能开发运营商Primergy Solar LLC (Primergy)达成协议，为Gemini光伏+储能项目独家供应电池。
宁德时代将为Primergy提供长寿命、高集成和高安全的户外液冷储能电柜EnerOne，该产品采用热稳定性高的磷酸铁锂电芯，循环寿命可达1万次。据介绍，Gemini部署了690 MWac/966 MWdc太阳能电池板和1.416GWh储能系统，项目完成后，将成为美国最大的光伏储能项目之一。
18、国内在建最大规模熔盐储能项目试运行
10月20日，由西子清洁能源装备制造股份有限公司承建的浙江省最大用户侧熔盐储能项目，也是国内在建的最大规模熔盐储能项目——绍兴绿电熔盐储能示范项目在绍兴柯桥区天实低碳产业园正式产汽试运行。
该项目利用规模化绿电与熔盐储能技术，在电网低谷时段把过剩的绿电（风电或光伏）储存在高温熔盐中，在高峰、尖峰时段利用储存的热能换热对外供热或发电，能够全负荷顶峰满足电网需求，具有参数高、效率高、存储时间长、成本低等优势。据计算，该项目每年可发电6370万kWh，年供蒸汽量84万吨，年可节约标准煤15.5万吨，减排二氧化碳约29万吨。
19、全球容量最大液流电池储能电站并网发电
10月30日，由大连化物所储能技术研究部（DNL17）李先锋研究员团队提供技术支撑的迄今全球功率最大、容量最大的百兆瓦级液流电池储能调峰电站正式并网发电。该电站由大连恒流储能电站有限公司建设和运营，电池系统由大连融科储能技术发展有限公司设计制造。该项目是国家能源局批准建设的首个国家级大型化学储能示范项目，总建设规模为200兆瓦（MW）/800兆瓦时（MWh）。本次并网的是该电站的一期工程，规模为100兆瓦（MW）/400兆瓦时（MWh）。
20、陕鼓参建全球最大压缩空气储能示范项目
11月11日，西安陕鼓动力股份有限公司与中能建数字科技集团有限公司旗下公司湖北楚韵储能科技有限责任公司签订了世界首台（套）在建300兆瓦级压缩空气储能示范工程——“湖北应城300MW压缩空气电网侧储能示范工程项目”空气压缩机组及配套和辅助系统设备订货合同。
湖北应城300MW级压缩空气储能电站示范工程为世界首个单机容量300兆瓦级非补燃压缩空气储能电站，由中能建数科主体投资建设，总投资约19亿元，集全绿色、非补燃、高效率、低成本于一体，被誉为电力系统“超级充电宝”，建成后将在非补燃压缩空气储能领域实现单机功率、储能规模、转换效率全球行业领先等诸多目标。机组全部投产后，预计年发电量可达5亿度，可满足40余万个普通家庭100多万人一年的用电需求。
21、比亚迪供货全球最大单期储能电站
11月4日，由比亚迪储能供货的全球最大单期储能电站在阳光明媚的美国西海岸成功投入商业运营。该独立储能电站由比亚迪储能提供1500V的电网级储能产品BYD Cube T28，储能容量近1.7GWh。
本次供货的BYD Cube T28是国内首个通过UL9540A系统层级鉴定并表现优秀的液冷储能产品，采用车规级冷却系统器件，安全性高、可靠性强、寿命长，可兼容全球储能标准。
22、国内单体规模最大的电网侧独立站房式液冷系统电化学储能电站
11月16日，宁德霞浦渔洋里储能工程（一期）启动送电成功。该工程是迄今为止国内单体规模最大的电网侧独立站房式液冷系统电化学储能电站，是亿力建设公司承建的第一个吉瓦级储能电站EPC项目。
23、湖北省单体最大集中（共享式）储能电站全容量并网发电
11月18日，湖北省单体最大集中（共享式）储能电站全容量并网发电。该项目由林洋承建，占地20余亩，总装机容量60MW/120MWh，储能系统包括液冷（容量30MW/61.9MWh）和风冷（容量30.24MW/58.129MWh）两种类型，配套完善的消防、空调、照明、监控等辅助系统，项目正式投运后可为仙桃市乃至湖北省解决近60万千瓦的新能源并网调节能力。