共享储能是在能源互联网背景下产生的新一代储能理念，具有分布广泛、应用灵活的优点。其将独立分散的电源侧、电网侧、用户侧储能资源进行整合，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。

共享储能的“共享”体现在四个方面：一是共享建设，新能源发电企业自建或共建、发电企业与省电力公司共建、运营共享储能；二是共享设备，包括储能租赁使用的设备等，可采用长期容量权益和储能服务租赁，也可以多期市场竞价；三是共享资源利用，叠加多种交易品种，应用电力系统及其他储能单元的调节作用，既可以参加调峰辅助服务，也可以参加调频辅助服务；四是共享服务，满足能源管理、电网售电、定制用电的需求等其他各项服务。

商业运营模式分析

“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。

辅助服务市场模式。随着政策的进一步完善，电力辅助市场相关竞争机制逐渐成熟，辅助服务市场将成为共享储能在电网侧最具发展潜力的商业模式之一。各电网公司牵头组织储能项目的投资、建设，与电网内部企业或与第三方运营服务商合作开展系统日常运维。在电网的统一调度下，辅助服务市场的各类市场主体根据各自需求享受各类储能服务，并支付相关服务费用。储能是经济性好、实时性强的优质调频资源，可以为各类发电机组（老旧火电机组、可再生能源发电机组、核电机组）提供调频服务。引入辅助服务市场竞价机制，储能直接参与辅助服务市场竞争，通过提供调峰调频、黑启动、应急功率响应等多种辅助服务获得收益，收益水平由市场决定。

虚拟电厂模式。虚拟电厂模式将各类用户的储能系统集合起来，通过先进技术优化系统运行，参与电网辅助服务获取应用收益。其更适合具有专业技术实力的电网企业牵头实施。经过电网统一调度和管理的分布式储能系统，不仅可以参与电力市场通过调频、备用容量等获取收益，还能助力输配电系统，发挥延缓输配电扩容升级、电压支持、需求响应等方面的多重价值。在虚拟电厂模式中，能够将储能系统聚合起来进行分析、优化控制的系统平台至关重要。各电网公司可搭建虚拟电厂项目接入平台，从建筑负荷中获得技术数据，从市场中获得价格信息，同时对海量信息进行实时管理。当要求实行需求响应时，平台能找到优化点，帮助用户降低成本、增加收益。

合同能源管理模式。合同能源管理模式是一种比较成熟的商业运营模式，一般适用于具有稳定现金流收益的节能项目。储能项目在移峰填谷过程中也能够同时优化无功调节，降低输配电损耗，因此可以将这些节能服务进行量化评估，探索应用合同能源管理模式，由电网企业或大型用电企业与储能项目业主分享节能降耗收益。规模较大的企业、园区等集中式储能提供商可以选择合同能源管理模式，依据权威的第三方节能评估机构评估储能产生的节能效益价值，由园区运营者等节能受益方让渡部分节能收益给储能运营商。各电网公司可在合同能源管理模式下扮演储能提供商或储能运营商的角色。

现货交易市场模式。电网侧储能也可通过现货市场交易模式获得电量收益。各电网公司可作为储能运营服务商负责日常运营维护等工作，并参与电力现货市场交易，利用储能设施套取电价波动差值。运营服务商在电力现货市场进行购、售电交易套取价差收益。若共享储能提供商与运营服务商不是同一主体，则按协商好的规则分享收益。

价格形成机制分析

共享储能商业模式的价格形成机制是储能提供商及运营商实现盈利、吸引用户购买云储能的关键所在。一个有效的价格形成机制，应当在保证储能运营商获得利润的同时，让用户相较于不使用共享储能的情形获得一定效用。共享储能参与辅助服务的定价可以分为三类：按容量定价、按流量定价和按套餐定价。

按容量定价。按容量定价指设定单位千瓦或单位千瓦时的云储能服务价格，用户按照自己实际需求向云储能提供商购买一定容量的云储能服务。由于用户在使用云储能之外还可以自己投资建设实体的储能，因此为了吸引用户使用云储能而非投资实体储能，在按容量定价时，云储能单位容量的年度服务价格应不大于投资实体储能的单位功率容量投资成本年值。

按流量定价。按流量定价是从移动互联网的流量定价中受到启发，实现让用户实现“用多少，付多少”的消费模式。云储能提供商依据用户每次向云储能设施中存入的能量的多少而收取相应的费用。在这种定价模式下，云储能提供商要计算出在不同的储能设施荷电状态和不同的电价下满足用户存储和释放单位电能的需求所产生的成本，进而形成云储能按流量定价的分段或连续价格曲线。

按套餐定价。按套餐定价是指云储能提供商根据用户的用电行为和储能使用的历史数据，形成用户画像，为不同用户开发不同的云储能服务套餐，并给予相应的使用奖励和优惠措施。不同的套餐可以包含不同的储能设施，有些套餐可以是“功率型”，有些可以是“能量型”，还有些可以是“互补型”。套餐定价也可以综合容量定价和流量定价的特点，即同一套餐中既包含容量定价的部分又包含流量定价的部分。

有关保障措施建议

一是完善共享储能基础设施建设。电能不同于普通商品，共享储能大规模推广后，势必增加电网的传输压力，储能电站的选址应统筹考虑各地区气候、地势、电网建设等实际情况。同时，丰富储能电站储能技术种类，实现优势互补。

二是加强共享储能监管及标准体系建设。2019年6月18日，《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》发布，为共享储能市场化交易提供了遵循。在全国范围内推广共享储能，也应进一步突破体制和机制束缚，鼓励利益各方广泛参与政策制定，建立良好的协同机制。通过推进电力市场化改革、完善电价形成机制、保障清洁能源消纳、引导绿色能源消费，深化能源革命构建市场化发展体系。

三是深化共享储能技术研究与配套建设。针对共享储能的技术特点，建立可支撑其发展的标准体系。加快储能系统整机试验验证，开发高精细度的监测和控制技术；严格规范储能电站产品质量，保证材料体系品质、合理结构布局；进一步完善储能电站消防措施配置，加强安全消防措施；开展储能系统监测，提高电池管理系统控制准确度和灵敏度。

原标题：共享储能商业运营前景可期