为支撑新能源发展、便于电网统一调度管理，青海、山西、安徽等不少省份开始探索共享储能电站模式，尤其是湖南、山东两省的共享储能电站建设已行驶在“快车道”。

共享储能的定义与优势

“共享储能”是一种新型的电网侧储能商业模式，通常指布局在电网关键节点，服务于区域内所有电力市场参与方的独立储能电站。

(资料图)

其背后有两个关键属性——“共享”与“独立”。“共享”是指储能电站不局限于服务单一的发电/用电方，而是将储能设施开放给多个用户使用。储能设施的使用权和收益权被分割为多份，不同用户可以根据自己的需求和能力购买相应的份额，通过精细的调度管理和灵活的交易机制，各取所需，实现多方共赢。“独立”是指储能场站由独立第三方投资、建设、运营，并以独立身份参与电力市场交易。

国家发改委、能源局在《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》中对独立储能的定义为“具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目”。

相比于传统的服务于单一主体的储能模式，“共享储能”有着诸多优势。首先，“共享”这一属性极大地提升储能设施利用率。储能场站在同一时间段内可服务于多个电力市场主体，在很大程度上避免了设施的闲置浪费，在提高项目收益水平的同时，也能够为用户提供更具有价值的电力市场服务。

对于新能源场站而言，可通过简单的容量租赁模式实现新能源配储，而无需在昂贵的储能设施建设方面进行过多投入。其次，“独立”属性使得储能设施不再与单一主体、单一目的绑定，使其在参与新能消纳之余，还可以提供调峰、调频等电网辅助服务。储能场站可以采用更加精细、复杂的运营策略，进一步拓宽了营收渠道，丰富了储能的价值。

“独立”还意味着储能场站可以以独立的身份参与到电力市场交易当中，独立自主地与电网以及其他客户交易、结算，而无需依附于第三方主体，可极大简化交易流程，降低结算风险与现金流压力。

除此之外，共享储能还具备灵活性的优势，可以根据需要进行灵活的容量扩充或缩减，以满足不同场景下的需求，可以更加适应复杂多变的电力市场环境。共享储能也将分散在电网各处的零散储能资源化零为整，极大降低了电网的调度压力。

共享储能相关政策

“共享储能”这一概念最早于2018年由国网青海省电力公司提出，并在2019年颁布的《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》中明确规定共享储能可作为独立主体参与市场交易，成为我国首个允许共享储能进行市场化交易的区域电力市场。

2021年7月，国家发改委、国家能源局在联合印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中指出“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。”这是共享储能这一概念首次出现在国家层面的政策当中，明确要求加快推动共享储能参与市场以及加快建设各类市场配套机制，为共享储能的发展注入了强劲动力。

截至目前，已有山东、湖南、青海、辽宁、安徽、河南、浙江、山西、云南、广西、内蒙古、宁夏、甘肃、河北、新疆等超过十五个省份与地区出台了有关共享储能的政策，共享储能模式在全国得到广泛推广。各地区共享储能政策规定的市场规则以及覆盖的服务类型在底层逻辑上相似，但是政策细节与执行方式差异较大。

“共享储能”商业模式

当前行业的普遍观点是，共享储能应采用以容量电价收入托底，容量租赁与调峰辅助服务为主，调频辅助服务、峰谷套利等其他营收为辅，多渠道营收的商业模式。

共享储能作为一种创新的商业模式，在电力行业中呈现出强劲的发展势头。随着新能源的快速发展和电力系统的转型升级，共享储能有望成为新能源消纳和调峰的重要手段。未来，共享储能将继续受到政策支持和市场需求的推动，行业将朝着更加成熟和规模化的方向发展。

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