共享”这个词本身就比较时髦，给人期待的感觉。那么，共享模式能成为储能生态的趋势吗？

1、储能发展的大环境

总有个感觉，就是一直在讲，储能的春天来了，来了，但好像一直也没有真的来。
每年也都有储能项目在做，也有典型的应用场景，但是始终感觉没有成气候。
储能作为电力能源系统的主要调节元素，无疑非常重要。没有储能，智能电网，智慧能源可能就只是一句空话。
政策上面支持力度是有的，但是吧，实际操作层面，还是较为尴尬。因为储能涉及多个主体，电网、电源、用户、储能，需要协调多主体的政策，落地的困难是可想而知的。
种种原因，导致储能发展的现况，是不尽如人意的。
大家都知道，储能应用有四个大方向：电源侧、电网侧、用户侧、辅助服务调频。
现在的发展状况，总结起来：“电网侧哑火、用户侧难推、电源侧强推、调频市场萎缩”。
电网侧调峰，储能目前不是性价比最高的方案，又不能纳入输配电价体系，自然受阻。
用户侧储能，目前核心就是靠峰谷价差套利，目录电价的连续下降，价差也对应下降，那也自然困难。
调频市场，有相关政策的省份也就几个，空间就那么大，做着做着就见底了。
电源侧，强推新能源配置储能，步子是迈出来了，但是效果怎样，还不得而知。
在这个时候，共享储能出现了。

2、共享储能的内涵

如同很多其他共享经济一样，共享储能，就是想把以前在一个点的储能资源，释放给整个电力系统，获取更大空间的收益。
常规的储能，自然是1对1的自身专属服务，往往效益不佳，总要想办法吧，闲着也是闲着，那就1对N的服务，多找点客户。
以青海共享储能试点为例，参与主体实际上就是，一个50MW/100MWh的储能电站和两个光伏电站。
过程也比较简单明了，在两个光伏电站的发电高峰时段，有部分弃光量，利用储能电站存储，光伏发电低谷时，储能电站向系统释放电能。
这部分存储-释放电量的收益，由储能电站和光伏电站分摊。这个试点确实算是成功的，光伏电站增发电量，提高了新能源的消纳，丰富了储能电站的盈利模式，三方是共赢的。
如果该模式可以复制，似乎可以解决现在新能源储能利用率低、新能源必须配置储能的合理性等问题。
再看远点，如果将更多的分散式储能纳入进来，比如说电动汽车、移动储能，形成共享机制，就更美妙了。
所以，问题就落到，到底能否复制？

3、复制的条件

大致有三点：有无需求、有没有人愿意付费、具体实施有无障碍。
青海试点项目，是解决了这三点问题的，新能源消纳的需求、光伏企业愿意分享收益、地方政府和电网主动推进。
从这个角度看，青海项目是有特殊性的。
青海的新能源装机容量大，消纳压力大，青海锂资源储量大，储能产业发展推动力度大，这些都是其自有的特征。
从储能共享的角度看，国内的需求，目前只存在于新能源发电侧和电网侧，用户侧本身就是利用峰谷价差，辅助服务调频功能上有具体要求，显然都不太适合共享的方式。
也不是所有新能源，都可以共享储能。弃风弃光量有要求、储能站和光伏站的电气距离有要求等等。电网侧的需求范围就更小了。除了峰荷机组出力硬缺，调峰不一定需要储能，其他的手段性价比更高，电网也不会愿意付费。
而且，电网侧要实现共享储能，对于储能的规模和布局，要求是比较大的。不提前规划，会受到很多制约，而无法实现。比如电气潮流约束的限制。
这样一看，现在的环境下，可复制的场景会有，但也没有那么多。
真正的共享需求和场景，还是存在于储能参与市场化交易中，到那时，储能根据现货市场中的电能量差价和辅助服务收费，获取主动的收益。

4、储能市场主体地位的起步？

没有市场主体地位，是储能一直不能良性发展的阻碍。不能独立地和其他市场主体，进行博弈、交易、结算，制约是相当大的。
从本质上来说，共享储能当然不代表储能具备市场地位，因为实际上，还是电网在主导，电网在带你玩，没有独立的商业模式和实施机制。
但是起步，我觉得还是可以算。
毕竟储能电站，也作为一个主体，和别的主体进行合作和利益分享。虽然还不是独立的，但是也开始和周边元素，发生关系了。
已经证明自己的价值，并获取自己的收益，下一步应该就是市场主体地位了。 

原标题：共享储能是未来趋势吗？