0 引言

建设以可再生能源为主的新型能源系统是全球净零碳排放实现的重要途径[1]。但随着可再生能源渗透率的不断提高，新型能源系统面临电力潮流双向化、概率化、模糊化的诸多挑战。储能可实现能量的时空转移，是构建源网荷储相结合的新型能源系统的重要支撑，对促进新能源消纳、保障能源安全、推动新型能源系统高质量发展具有重要意义[2-3]。相比于抽水蓄能，新型储能受站址资源约束较小、布局灵活、建设周期较短，与抽水蓄能一并，在能源系统电源侧、电网侧和负荷侧功能互补，共同为新型能源系统的建设提供支撑。截至2022年底，全国新型储能装机已超过13 GW，但由于电池材料资源的限制、关键工艺的不成熟以及电力能源市场的发展不充分，以电化学为主的新型储能面临单位成本高、使用寿命短、设备利用率低的问题[4]。比如，2022年中电联的调研显示，中国电化学储能项目实际运行的平均等效利用系数仅12.2%，严重制约了电化学储能电站的技术经济性。

因此，为提高储能电站的利用率，提高电化学储能电站的经济性能，相比新能源电站自行配储的模式，共享储能的商业模式引起广泛关注。源于共享经济的基本模式，共享储能电站面向多用户以及多主体共建共赢的场景，理论上系统可调度性高、规模效应强[5]。就此，中国国家能源局出台的电力辅助服务管理办法（国能发监管规〔2021〕61号）和电力并网运行管理规定（国能发监管规〔2021〕60号）等文件提出健全储能的竞争性市场价格机制，完善储能投资的分担共享机制的建议。同时，中国多地电化学独立储能电站也进行了共享储能的建设和试点，探索了“容量租赁+调峰收益+容量补偿+其他辅助服务”的共享收益模式，部分项目获得了预期的效益。但源于材料成本以及市场机制的问题，电化学储能电站利用率低、成本高等难题在本质上仍难以破解。

从终端用能来看，热能仍是中国终端用能的主要形式。比如，2020年中国热能占终端用能的比例高达73%[6]。但以电化学储能为主的共享储能电站，无法直接满足用户对热、电等不同形式的用能需求。因此，有必要从匹配用户终端用能形式入手，利用以储热为主要储能形式的热电联产型共享储能系统，在满足用能需求的同时将能量以电能和热能的形式输出，实现共享储能电站的效益最大化[7]。基于能量梯级综合利用的理念和共享经济的模式，构建热电联产型共享储能系统，能够将储热技术与热电联产相结合[8]。总结现有文献，现有热电联产型共享储能系统的典型形态可以分为：电蓄热型热电联产储能、熔融盐型热电联产储能、压缩空气型热电联产储能和卡诺电池型热电联产储能等。不难发现，相比于电化学电池的独立储能电站，热电联产型共享储能系统存在能源转换链条多、系统设备能流耦合、收益机制复杂的挑战。因此，热电联产型共享储能系统的技术经济性挖掘的前提就是揭示不同的市场机制对系统容量配置、运行优化的能流分布特性的影响规律及优化配置策略。

比如，卡诺电池是基于热力循环和储热（冷）技术发展而来的新型大规模储能系统，并可由单纯供应电能的系统拓展为冷热电联供系统[9]。赵军等人[10]提出并研究了结合浅层地热储热的卡诺电池储能系统，即在用电低谷时通过逆循环来储存热量或冷量，在用电高峰时通过正循环发电在参与电网调峰的同时利用地热的蓄热量来实现供热。卢沛等人[11]提出一种全时段耦合余热的卡诺电池系统，通过将余热与有机朗肯循环（organic Rankine cycle, ORC）耦合，实现余热与卡诺电池全时段高效集成，并评估其热-经济性能，发现相比ORC发电和单独的卡诺电池系统，全时段耦合余热的卡诺电池系统在高负荷条件下具有更高的热经济性优势。Zhao等人[12]研究对比了由布雷顿循环和跨临界CO2循环组成的卡诺电池在采用显热储热材料时的热力学和经济性指标，并得到了热经济性最优的系统配置。再如，蓄热式压缩空气储能具有规模大、寿命长的特点，同时可以利用其系统中间储存热量供热的潜力。Hossein等人[13]将压缩机调整在可以回收压缩余热的工况下，以满足区域供热等低级供暖需求来提高压缩空气储能的经济性。杨绪青等人[14]提出一种电加热器集成压缩空气储能与吸收式热泵循环集成的热电联产系统，在大幅提升储热装置需热量的同时实现了压缩空气储能系统中储热装置剩余的高温余热的回收和能量的梯级利用。与传统的电加热集成式压缩空气储能相比，集成系统的循环效率与㶲效率分别提升了29.96%和1.87%。He等人[15]提出了一种耦合压缩空气储能的热电联产系统，在加入压缩空气储能后采用抽取蒸汽加热涡轮入口工质的运行策略使热电联产机组的效率从47.21%提高到63.07%。Gayathri等人[16]指出将压缩空气储能在压缩过程中产生的热能和膨胀过程中产生的冷能进行回收，使其在供应电能的同时进行供暖、制冷，可以提高可再生能源可持续发电的整体效率，并为智能电网提供解决方案。相比于前者，固体蓄热技术原理简单，已广泛应用于太阳能、工业余热能、风电供热、热电机组深度调峰、建筑节能以及纺织业等各个领域。目前，镁砖、混凝土、陶瓷材料、硅质材料、金属材料、无机盐复合等储热材料的应用和研究较多。其中，熔盐蓄热技术使用熔盐（单一、二元或三元熔盐）作为蓄热材料[7]。熔盐型热电联产共享储能即利用电加热模式把电能转换成热能储存在熔盐罐中，需要发电时热熔盐输送到换热系统中与水交换，进而利用汽轮机进行发电[17]。然而，熔盐蓄热技术设备复杂，初投资成本较高，存在熔盐高温爆裂的风险[18]。且熔盐具有导电性，使用高电压来加热熔盐存在很高的技术难度。高温高电压镁砖固体蓄热是将电能转换为热能储存在蓄热材料中的一种技术，其可以通过对流换热进行热能交换[19]。固体蓄热型热电联产共享储能即通过高温固体蓄热储能配备余热锅炉和汽轮机组，实现电到热、再到电的转换，同时实现热电联产。

综上，热电联产型共享储能系统是一种可以同时提供电力及供热服务的储能系统，基于共享的理念[20]，通过系统设备的优化调控，可以在支撑新型能源系统建设的同时实现储能能量利用价值的最大化[21-22]。以电蓄热+余热锅炉+蒸汽发电机组构成的固体蓄热型热电联产型共享储能系统为例，相较于常见的电化学储能，其具有系统经济性能高、生命周期长、设备稳定性好的特征，也存在着结构复杂、异质能流耦合以及经济边界繁杂的问题。因此，本文以高温固体蓄热、余热锅炉与汽轮机组成的热电联产型共享储能系统为典型案例，在阐述系统运行的基本原理的基础上，分析现有市场环境下该热电联产型共享储能系统的技术经济性能与运行调度特性。同时，研究容量租赁比例、辅助服务价格、售热价格以及储能单位容量成本对系统的静态投资回收期与内部收益率的影响规律。最后，对现有政策下热电联产型共享储能系统的等效储能容量、多重收益机制等关键问题进行分析。

1 热电联产型共享储能系统的设备构成及运行原理

如前述，固体蓄热材料具有绝缘性能好、热导率好、耐高温和价格便宜等显著优点，因此固体蓄热技术在工业生产中应用广泛，可有效节省用电成本，并可使用高电压直接加热。基于固体蓄热的热电联产型共享储能系统的主要设备包括高温固体蓄热装置、余热锅炉、汽轮机、发电机等，典型热电联产型共享储能系统构成如图1所示。系统运行流程分为5个阶段。

图1 热电联产型共享储能系统构成
Fig. 1 Structure of cogeneration shared energy storage system

1） 蓄热阶段：高温镁砖固体蓄热设备将夜间低谷或剩余电力通过电蓄热设备内部的电热转换单元，将电能转变为热能，以显热的形式存储在固体镁砖内。

2） 释热阶段：蓄热装置通过风机驱动空气进行换热，根据不同的热需求，采用高温镁砖固体蓄热及其流道的优化设计，可以产生450 ℃～750 ℃的变温热风[23]。

3） 热电联产阶段：高温热风进入余热锅炉与水进行换热，产生535 ℃、8.83 Mpa等中高参数的蒸汽并进入抽凝式或背压式汽轮机组进行热电联产。如用热需求较大或有蒸汽需求，热蒸汽可以通过汽轮机抽汽的方式产生高温蒸汽供给蒸汽用户和通过背压机组乏汽经由换热器产生热水来供给热用户。

4） 辅助服务阶段：在用电低谷时将电网的过剩电能以热量的形式储存到蓄热体中，并在电网需求电能进行辅助服务时进行热电联产来为电网提供辅助服务。

5） 容量租赁阶段：通过向新能源发电厂售卖储能指标来降低新能源厂商自配储能的费用。

2 热电联产型共享储能系统技术经济模型的构建

2.1 系统建设成本

热电联产型共享储能系统的初始投资成本是指共享储能电站在建设初期需要一次性投入的费用，可按下式计算[24]：

式中：C1为初始投资成本，元；Cgx、Cgl、Czqj、Cbd依次为固蓄储热设备成本、余热锅炉成本、蒸汽轮机成本、发电机成本，元。

单个设备的成本可按下式计算：

式中：Ci为第i个设备的成本，元；Cdi为第i个设备的单位装机成本，元/kW；Wi为第i个设备的总装机量，kW。

2.2 运营维护成本

热电联产型共享储能系统的运营维护成本是指电站日常运营维护过程中所需投入的人、物、财力等日常成本费用，包括全年购水支出、设备管理维护支出和年人员支出。为简化计算，此处将热电联产型共享储能系统的运维成本根据文献[24]换算为运维成本与系统成本的比值系数与储能电站成本的乘积：

式中：C2为运营维护成本，元；λoa为运维成本与系统成本的比值系数；C1为储能电站成本，元。

2.3 系统收益模型

热电联产型共享储能系统的收益可包括新能源配储的容量租赁收益、参与调峰的辅助服务收益以及为用户提供热能服务的收益。

2.3.1 租赁收益

截至2022年12月，全国已有近30个省份出台了新型储能规划或新能源配置储能文件，要求发展“新能源+储能”[25]。其中，各省的整体储能强配比例区间在5%～35%，备电时长在1～4 h[26]。但是大部分风、光发电站面临自行配置电化学储能成本过高、储能等效利用系数较低的问题。为此，可以通过储能容量价格的政策将自建或者第三方建设的储能容量进行租赁，即以共享储能的方式减小新能源场站的储能投资[26]。共享储能的容量租赁费用如下式所示：

式中：I1为共享储能的容量租赁费用，元；Icz为储能的年租赁费用，元/kWh；Nc为共享储能电站储能能力，kWh。

2.3.2 辅助服务收益

储能电站可以根据电网的运行状态通过能量的充释参与调峰调频、无功补偿、电网黑启动等辅助服务。调峰主要多是能量型储能的应用场景，而调频是典型的功率型应用场景。热电联产型共享储能系统单位储能成本较低，且对建设环境要求较小，故其对以能量型应用为主的调峰有着较大优势。据不完全统计，各地区的峰谷电差在0.296～1.259元/kWh之间，平均值为0.704元/kWh。热电联产型共享储能系统参与调峰的辅助服务收益如下式所示：

式中：I2为辅助服务收益，元；Pfe为共享储能电站放电功率，kW；Tfe为放电时间，h；Gi为该时刻电价，元/kWh；ηf为放电效率；Pce为共享储能电站充热功率，kW；Tce为充热时间，h；ηc为充能效率。

2.3.3 供热收益

热电联产型共享储能系统可以利用发电过程中或发电后的余热产生热蒸汽与热水，从而服务企业的蒸汽需求和居民、工商业用户的采暖需求。为简化计算，本文按照供热单价来计算供热收益，储能电站的供热收益如下式所示：

式中：I3为储能电站的供热收益，元；Mz为供热单价，元/kWh；Sgl为该时刻共享储能的供热功率，kW；Tg为供热时间，h。

2.4 系统经济性能评价指标

静态投资回收期（简称回收期）Pt是指以投资项目经营净现金流量抵偿原始总投资所需要的全部时间，其单位为a，回收期越短说明储能系统经济性能越好。其计算公式如下：

假设共享储能电站的生命周期为n，单位为a，则当年现金流入量可按下式计算：

式中：CI为当年现金流入量，元。

现金流出量如下式所示：

式中：CO为现金流出量，元。

内部收益率是指资金流入现值总额与资金流出现值总额相等、净现值等于零时的折现率，它是一项投资渴望达到的报酬率，内部收益率越多说明储能系统经济性能越好。其计算公式如下[27]：

式中：IRR为内部收益率。

3 热电联产型共享储能系统的经济优化方法及求解

3.1 系统优化框架

以生命周期内热电联产型共享储能系统总收益为优化目标，将逐时负荷信息、峰谷电价差、供热价格等输入模型，在热平衡约束、设备性能约束下进行混合整数线性规划确定各设备最优运行工况。如式（11）所示，包括优化目标、优化变量以及约束条件等关键参数。

3.1.1 优化目标

为提高热电联产型共享储能系统在生命周期内的经济性，本文以其系统总收益Z为优化目标，其表达式如下：

3.1.2 优化变量

共享储能固体蓄热装置充放电功率，汽轮机运行工况即汽轮机在热量需求较大时（晚20至24时）采用产热效率为70%、发电效率为20%的热电联产模式，在热量需求较小时（上午9至10时）采用产热效率为50%、发电效率为30%的热电联产模式，汽轮机功率根据热负荷的需求采用以热定电的模式运行。

3.1.3 约束条件

1） 功率约束：为防止固体蓄热储能因充放热速率过快而造成寿命衰减，对固体蓄热储能的充放热功率进行约束。

式中：PGhi为固体蓄热储能的充放电功率。

2） 热平衡：为保障工业园区及居民用户的热量供应，热电联产型共享储能系统需满足用户的热负荷需求。

式中：Pchphi为i时刻热汽轮机组产热功率，kW；Pghi为i时刻固体蓄热储能放热功率，kW；Pzhi为i时刻热电联产机组产直供热量功率，kW；Phloadi为i时刻工业园区及居民用户的热负荷需求，kW。

3） 汽轮机功率：在汽轮机以热电联产模式运行时，汽轮机的产热和产电功率由固体蓄热储能的供热功率、余热锅炉的供蒸汽功率和汽轮机的热电联产效率决定。

式中：Pgpi固体蓄热储能的放热功率，kW；ηg为固体蓄热储能放热效率；ηy为余热锅炉效率；ηchpe、ηchph分别为蒸汽机的电、热效率。

3.2 系统求解流程

热电联产型共享储能系统的运行流程图如图2所示。首先输入高温固体蓄热装置、余热锅炉、汽轮机、发电机等设备容量、工况范围等设备参数。之后根据峰谷电价差、热量价格等经济参数，以电站所获收益最优为目标按照用户所需负荷进行优化求解。在谷价电时，以总收益最大为优化目标计算充热功率，将电能存储在蓄热体中的同时按照所需热负荷向外直接供应热量；在平价电时，蓄热体中的能量以热能的形式按照用户所需热负荷从储能中输出给热用户；在峰价电时，蓄热体中的能量通过汽轮机等辅助设备进行热电联产，将能量以电能和热能的形式向外供应。最后，使用CPLEX求解器在以热定电和完全消纳两种模式下通过单纯型法和内点法进行多次迭代循环得出该系统一天中的最大收益，并进行储能回收期与IRR计算。

图2 热电联产型共享储能系统求解流程图
Fig. 2 Solution flow chart of cogeneration shared energy storage system

4 案例分析及其性能评估

4.1 中国西北地区某电站算例分析

以中国西北地区某热电联产型共享储能系统为例，热负荷确定其储能容量为1000 MWh，项目寿命为20 a，为防止固体蓄热储能因充释能速度过快造成其蓄能寿命下降，固体蓄热储能的余热锅炉、汽轮机等辅助设备的装机容量按照可以在5 h内将固体蓄热储能中的能量释放来选取。由于新能源电厂租赁储能容量指标的情况由市场供需决定，此处将储能租赁比例设定为总体容量的50%，且容量指标租赁后其调度权仍归储能电站所有。热电联产型共享储能系统的具体参数如表1所示。

表1 模型基础数据
Table 1 Model base data

参数单位数值来源固体蓄热设备成本元/kWh220文献[28]运维成本与系统成本的比值系数1.25%文献[28]蒸汽机等辅助设备装机成本元/kW3400文献[29]发电机单位装机成本元/kW600文献[24]生命周期a20文献[30]系统年运行天数d365文献[29]储能能力租赁费用元/(kWh·a)180市场调研售热价格元/kWh0.22市场调研充热效率%95文献[28]

为探究不同运行策略对系统的影响，分别以热电联产型共享储能系统按照以供热负荷的大小来确定发电量、产生的电能和热能可以完全消纳两种运行策略下进行仿真。在以热定电模式下储能系统运行20 a的总收益为14.8亿元，内部收益率为10.6%，投资回收期为8.2 a；在电能和热能可以完全消纳的模式下，储能系统运行20 a的总收益为18.5亿元，内部收益率为12.8%，投资回收期为7.1 a。可见，得益于其较低的单位储能成本以及良好的能源综合利用效率，在两种模式下热电联产型共享储能系统能够在日历寿命内实现经济回收且具有较好的经济效益。在实际工程中，储能电站的供热负荷需要根据用户用热需求来确定，所以本文以以热定电的模式来进行后续分析。具体地，固体蓄热储能设备典型日的容量变化与电价关系如图3所示，可以看出储能系统在谷价电时进行补充能量，在峰价电时将能量放出，跟随电价波动，一天中有2次重放能过程。热电联产型共享储能系统主要设备出力和热负荷如图4所示，从设备不同工况的改变可以看出，在以经济最优为目标的前提下，储能系统在平价电时将储存的热量供给热用户。在谷价电时，将电能转换为热能存储在固体蓄热储能中并将一部分产热直接供给用热负荷；在峰价电时，储存在固体蓄热中的热能通过热电联产的方式依靠汽轮机等辅助设备在满足用户热负荷的前提下进行电能产出。

图3 固体蓄热储能典型日的容量变化与电价关系
Fig. 3 The relationship between solid heat storage capacity and electricity price on typical day

图4 热电联产型共享储能系统关键设备的典型日出力
Fig. 4 Output of key equipment of cogeneration shared energy storage system on typical day

4.2 关键参数对热电联产型共享储能系统经济性能的影响及讨论

本节从储能单位装机成本、辅助服务价格、热价和容量租赁比例对共享储能电站内部收益率和回收期的影响展开敏感性分析。

4.2.1 辅助服务价格和储能单位容量成本的影响

本文算例中储能对电网的辅助服务主要通过电网调峰来实现，各地的峰谷电价差主要集中在0.4～1.1元/kWh左右，显热式储能的单位容量价格一般在150～300元/kWh[20]。图5展示了在前述算例的基础上峰谷电价差和储能单位价格对热电联产型共享储能系统技术经济性能的敏感性分析结果。可以看出，在目前显热式储热的价格下，热电联产型共享储能系统的内部收益率与投资回报率受峰谷电价差的影响较大，且当目前峰谷电价差在0.36元/kWh以上时，储能电站的内部收益率和投资回收期均较为理想。

图5 辅助服务价格及储能单位容量成本对应的系统经济性能
Fig. 5 System economic performance corresponding to auxiliary service price and unit capacity cost of energy storage

4.2.2 辅助服务价格与售热价格的影响

不同地区的售热价格也有一定差异，售热价格和辅助服务价格对热电联产型共享储能系统技术经济性能的影响如图6所示。可以看出，相较于辅助服务收益，售热价格的波动对热电联产型共享储能系统的技术经济性能影响较大。这是由于在能量的综合梯级利用原则下，热电联产型共享储能系统在进行电力服务的同时可以产生大量热能，所以导致其内部收益率与投资回收期受售热价格波动的影响较大。且当售热价格小于0.15元/kWh时，在目前0.5元/kWh的峰谷电差价下热电联产型共享储能系统的内部收益率和回收期并不理想，为提高其经济性能可以通过探索热能梯级利用的方式，按照不同品位将热能的价格进行差异化定价，从而提高系统供应热能所获得的收益。

图6 辅助服务价格及售热价格对应的系统经济性能
Fig. 6 System economic performance corresponding to auxiliary service price and heat price

4.2.3 辅助服务价格与租赁容量占比的影响

受市场环境的影响，可能存在不能将热电联产型共享储能系统的储能容量完全出租的情况，辅助服务价格与租赁容量占比对热电联产型共享储能系统技术经济性能的影响如图7所示。可以看出，在不同辅助服务价格下，随着租赁占比的提升，储能电站的内部收益率和回收期快速增大，租赁占比对于共享储能电站内部收益率和回收期的影响要高于辅助服务价格。但当租赁容量占比低于30%时，以目前的峰谷电差价在0.5元/kWh的价格下储能的经济性能并不理想，为此需要通过顶层设计与市场现实相结合的手段制定合适的政策和采取适当的方式保证热电联产型共享储能系统租赁容量的占比。

图7 辅助服务价格及租赁容量占比对应的系统经济性能
Fig. 7 System economic performance corresponding to auxiliary service price and the proportion of leased capacity

4.2.4 讨论与展望

综上所述，在本文的计算边界条件下不同参数对热电联产型共享储能系统的内部收益率和投资回收期的影响范围如图8所示。可以看出，储能电站的经济性能受租赁容量占比、售热价格的影响最大，辅助服务价格对经济性也有较大影响，储能单位容量成本对经济性影响较小。可以从容量租赁、售热价格和辅助服务收益3个方面制定合适的政策和商业模式来提高储能电站的经济性。目前热电联产型共享储能系统的商业模式及技术条件还处于起步阶段，将伴随储能行业的发展而成熟。热电联产型共享储能系统的经济性与租赁价格、辅助服务价格、供热价格及其系统的投资和技术特征密切相关。

图8 不同影响因素对储能电站的IRR和投资回收期的影响范围
Fig. 8 The influence range of different influencing factors on IRR and payback period of energy storage station

如何确认热电联产型共享储能系统的等效储能容量是其发展的关键问题。首先，从政策视角来看，除抽水蓄能外，现有新能源强配储能、电网侧储能以及用户侧储能大多以电化学储能为主，现有国家政策以及地方细则并没有明确新能源强配储能一定要以电能的形态来存储，从技术和政策层面来看储热也是新型储能的典型业态。其次，从能量和系统的视角来看，热电联产型共享储能系统总成本低、技术安全性高、灵活性强，其后端发电机组可根据蓄热体的温度以及需求的热电转换效率进行调整，具有较高的灵活性。通过能量梯级综合利用，其系统综合效率可达90%。在消纳新能源和供应电力热力能源的视角上，其能源转换效率与电化学储能相近，若其等效的储能容量是其能够消纳新能源的能力，则按照能量守恒定律为其储热的能力。从电能或者电网的视角来看，热电联产型共享储能系统在消纳电力上与电化学储能等价，但其所储存的热能若完全转换为电能，其能量转换效率较低。因此从电力上网的视角来看，电力系统所能认可的等效电力容量并不是其消纳新能源的储热能量，而是其上网的发电量，这对于热电联产型共享储能系统的收益将带来较大的影响。所以若按照前端蓄热容量与后端发电机组发电效率相乘得到的等效电容量计算储能容量，会使计算容量远远小于实际存储的能量，且会让储能系统过度追求产电效率而丢弃大量余热，故其等效容量是按照其储存并释放的所有能量还是以释放的电能为准，需要进行政策方面的引导。

热电联产型共享储能系统可以同时提供电能、热能、容量租赁等服务，但其收益机制仍需探索。目前共享储能通过电能参与辅助服务主要还是以调峰的方式进行，如何利用好热电联产型共享储能系统的特性参与其他辅助服务项目，如无功补偿、黑启动、转动惯量、快速电压调节等，需要选取合适的辅助设备并进行正确的政策引导。比如，在本文的算例下，从为新能源提供储能指标租赁来看，当容量租赁比例降为30%，其内部收益率仅为6%；当租赁比例为100%时,内部收益率可以达到20%，可见容量市场对储能收益率有着较大影响。若储能系统可以按照自身特性将多种辅助服务、容量租赁与热量供应相结合创造出更高效的运行模式，其可以在摆脱容量租赁束缚的同时创造更大的社会效益。理论上，热电联产型共享储能系统对能源网络的功能和价值等同于其余新型储能，都是通过能量的转化来实现能量在时空上的转移，在实际运行过程中各方主体应当按照“谁受益、谁分担”的原则承担相应的容量成本。因此，需要根据能量的品位与用能需求理清交易机制，出台容量价格政策，尽快完善热电联产型共享储能系统的商业模式，促进热电联产型共享储能系统与煤电灵活性改造、抽水蓄能、压缩空气储能、光热电站等各类灵活性资源自由竞争。

5 结论

在当前的时代背景下，热电联产型共享储能系统可以通过能量的多元输出为新型能源系统提供有效支撑。本文提出了固体蓄热型热电联产型共享储能系统，并以此作为算例进行仿真模拟，得出的主要结论如下。

1） 在现有市场条件下，结合本文算例，以固体蓄热为代表的热电联产型共享储能系统若在以热定电模式下按照50%的储能容量租赁比例，可达到10.6%的内部收益率和8.2 a的投资回收期，其经济性能优于以电化学储能为主的新型储能。

2） 储能租赁比例、辅助服务价格和售热价格对热电联产型共享储能系统的经济性能的影响较大，由于显热式储能本身的成本较低，储能单位容量价格对储能电站的经济性能影响较小。

3） 为促进热电联产型共享储能系统的健康发展，应明确热电联产型共享储能系统的等效储能容量、辅助服务机制，探索更符合其储能特性的运行模式。通过提高热电联产型储能设备的技术水平将不同品位热能分级利用，从而提高此类项目的经济性能，使其更好地推动能源转型、赋能绿色发展。