一、共享储能发展历程

（一）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。

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。

（二）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。

（三）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。

（三）共享储能提出

“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。

2021年以来，山东、湖南、浙江、内蒙等多个省份陆续出台了储能建设指导意见，鼓励投资建设共享（独立）储能电站，研究建立电网替代性储能设施的成本疏导机制，采用政策倾斜的方式激励配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，共享储能概念得到进一步推广和外延。

综合来看，共享储能是将独立分散的电源侧、电网侧、用户侧储能资源进行整合，并交由电网进行统一协调，推动源、网、荷各端储能能力全面释放，提高储能资源利用率。展开来看，笔者认为共享储能主要有两方面含义，一是作为新型储能电站，可以像传统储能电站（例如抽水蓄能电站）一样，参与电力交易和辅助服务市场，发挥功率调节作用，促进电力供需匹配，提升系统调节支撑能力；二是突出能力共享属性，以电网为桥梁和纽带，可为多个新能源电站提供服务，既可以是储能能力租赁，满足强配储能有关要求；也可以是双边交易，促进新能源电站增发电量、提升新能源消纳比例。

共享储能政策环境

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；同时，明确新型储能独立市场主体地位。研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制，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。

2021年7月29日，国家发改委、国家能源局又联合印发了《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138号），对新能源企业购买调峰储能能力、自建或合建调峰资源等内容，作出了明确的制度安排，并允许调峰资源进行市场化交易。这为共享储能模式的推广和应用提供了根本遵循。

省级层面。自2021年来，已有宁夏、青海、山东、河南、湖南、浙江、内蒙古、广西等九省区陆续出台了鼓励共享储能发展的指导意见。2021年，山东省率先出台扶持政策，并组织了首批示范项目申报，政策中明确提出，允许储能在参与调峰辅助服务市场时优先出清、按固定价格补偿，并奖励优先发电量计划，使储能电站通过发电权交易获利。但随着现货市场的试点运行，调峰市场不再运行，原有政策不再适用，山东省因此大力推动储能参与电力现货市场。

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。

共享储能优势分析

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。目前新能源自配储能主要是为满足竞争性配置要求，由于配建储能将增加新能源企业初始投资压力，新能源企业倾向于选择性能较差、成本较低的储能产品，导致新能源自配储能“不敢用、不愿用、不能用”现象。共享储能通过集中式统一建设，便于对建设标准、设备参数、安全性能规范管理，有效减少新能源自配储能设备质量参差不齐、技术性能难以保证、安全隐患风险较大等问题，且电站规模多在百兆瓦级及以上、配置时长不低于2小时，也有助于电网调度管理。

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。

按照目前新能源行业6%的基准收益标准测算，共享储能仅参与调峰辅助服务市场时，项目暂不具备经济性。后续随着电力现货市场运行，共享储能电站通过参与调峰、现货等市场，叠加租金收入，收益率有望达到6%以上。随着电力改革深度推进和市场机制逐步完善，共享储能还可以参与更多市场，进一步提高项目收益率，最终实现储能投资方、新能源电站以及电网公司的多方互利共赢。

共享储能发展现状

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。

各省备案的共享储能项目中，单个项目的容量规模在100MWh-400MWh之间，以内蒙古、湖北、山西3省部分项目来看看共享储能的建设成本，内蒙古6个共享储能项目建设单价是1.4元/Wh，湖北7个项目单价区间较大，山西省14个项目单价区间0.98~2.5元/Wh。

共享储能商业模式

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，通过发现储能电站“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。山东已经开始试行。

下面以青海、山东、湖南模式进行重点阐述。

（一）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。

（二）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。

根据指导意见，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。

（三）湖南模式

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。

共享储能发展建议

一是完善政策标准建设，牢筑产业基础。目前储能在商业化道路上面临技术性、经济性等多种挑战，在储能技术装备研发和应用示范、电力市场建设和储能价格机制等方面缺乏更明确的政策支持与相关标准体系的制定。应进一步完善储能材料标准体系，推动储能设备并网运行等相关标准和安全规范的制订，并针对储能的主要应用场景，编制针对性规程规范，提高系统的安全性、可靠性及综合效益。

二是加强技术攻关，促进商业化转换。储能产业的发展离不开技术的创新，目前国家对储能关键材料、单元、模块及短板技术已经加大力度攻关，唯有实现储能核心技术装备的自主可控，持续提升产品性能指标和市场竞争力才能促进整个储能产业高效发展。《“十四五”新型储能发展实施方案》提出了到2025年电化学储能成本降低30%以上的目标。过去一年中国锂电储能系统招标价格普遍处在1.3-2元/Wh的区间，按此计算，下降三成将达到0.91-1.4元/Wh的水平，技术降本将成为最主要实现路径。

三是加快商业模式探索，实现市场化发展。青海共享储能探索出的商业模式已经成功运作，可在三北地区广泛推广。在新能源消纳比例要求高且经济发达的中东部地区，随着未来辅助服务市场规则与电能量市场挂钩，调峰、备用与现货市场实现联合优化出清，独立储能可同时参与中长期交易、现货、调峰、备用等多个电力市场，并为网内风电、光伏等新能源提供一定容量的租赁服务，山东已经迈出了第一步。

四是打通资本渠道，提升储能发展新价值。随着多元主体的不断加入，共享储能商业模式要想探索出一条长远可行的道路，更需要构建多元化、多渠道、多产品的融资体系，开创新型金融服务模式，形成一批可复制、可推广的产融结合模式，积极融入地方经济社会发展，实现经济效益、社会效益、生态效益的有机统一。

原标题： 一文深度了解共享储能