“双碳”目标下，共享储能作为共享经济理念的一类新型商业模式，在新能源消纳场景中发挥重要的作用。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，储能电站项目规模达到50MW/100MWh，这是全国首座接入大电网的共享式储能电站。 

“实践表明，共享储能模式既可为电源、用户自身提供服务，也可以灵活调整运营模式实现全网共享储能，从而为新能源消纳、电力电量平衡和电网运行安全提供强有力保障。”国网青海省电力调度控制中心相关负责人接受媒体采访时表示。

近年来，随着新能源并网量增加，受新能源发电调节灵活性差、间歇性及波动性强的影响，弃风弃光问题日益严峻。基于现实问题和庞大的市场潜力，各方纷纷将目光瞄向了新型储能技术应用。

目前，国内新型储能技术应用场景有电源侧、负荷侧、电网侧。值得注意的是，三个应用场景独立分散、利用率低，且储能作为主体参与市场后，缺乏成熟的商业运营机制。

为解决上述问题，2021年7月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确新型储能独立市场主体地位，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场，鼓励探索建设共享储能。在“顶层设计”框架下，青海、湖南、山东、浙江、河南、内蒙古等20多个地方能源主管部门也相继出台配套政策，把共享储能作为开发建设储能电站的重要方向，同时把配建储能作为新能源并网或核准的前置条件。

最新项目进展

据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心不完全统计，1-5月中旬全国共享储能拟在建及招投标项目达到109个，其中陕西25个、河南24个、宁夏14个、山东11个，其他省市均在个位数。

政策支持引导

2022年3月21日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，方案明确探索推广共享储能模式。鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。同时，要求加大“新能源+储能”支持力度。

在新能源装机占比高、系统调峰运行压力大的地区，积极引导新能源电站以市场化方式配置新型储能。对于配套建设新型储能或以共享模式落实新型储能的新能源发电项目，结合储能技术水平和系统效益，可在竞争性配置、项目核准、并网时序、保障利用小时数、电力服务补偿考核等方面优先考虑。

据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心统计，目前，国内已有25个省市自治区出台了新能源项目配建储能设施的相关政策，政策要求新能源配置储能比例基本量化在10%左右、时长不低于1-2小时。 

参考近两年相关政策及储能电站运营情况分析，未来市场条件下，共享储能的盈利点主要集中在共享租赁、容量电费和电量电费三个方面。

“共享”利弊分析

目前，共享储能的盈利模式主要是新能源配额租赁、现货市场和容量补偿。在储能交易市场上，总体原则要按照“谁受益谁支付”规则传导相关费用。有专家测算，国内共享储能大概可以降低成本高达30%。

以湖南某20MW/40MWh共享储能电站项目为例，“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、电量损耗费等都由某综合能源服务公司承担；而若新能源开发商自配一个20MW/40MWh规模储能，除需要支付储能电站约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。”

从商业模式上分析，共享储能充分考虑到了各方需求。对于新能源企业来说，降低了新能源配套储能的建设成本，节省了储能设施的日常运维成本，而且未来能充分享受到电网侧储能峰谷电价差收益。对于电网企业来说，多点位集中式的储能电站将有利于配电网的补强、有利于电网对新能源的科学消纳。共享储能商业模式可以推动储能行业经济社会效益最大化。

需要提醒的是，目前国内共享储能需求，主要集中在电源侧和电网侧，用户侧主要是利用峰谷价差盈利。

共享储能作为储能的一种创新形式，是支撑新能源大规模开发的重要手段。未来，随着系统集成的成本下降、示范项目增多，市场也将孕育更多商业机会。