当前，构建“新能源+储能”的应用模式，已经成为解决新能源消纳问题的重要手段之一，从国家到地方，陆续出台多个鼓励政策，优先支持配置储能的新能源发电项目并网。据中关村储能产业技术联盟的统计数据，2021年上半年，国内新增新型储能项目（包含前期、在建、投运项目）累计达257个，总规模11.8GW。而这些项目中，新能源带动的储能项目装机规模占比超过50%。

然而，在实际运行中，新能源场站内配置储能的模式，在现行市场规则中的盈利性“弊端”逐步凸显，随之，“共享储能”等新的商业模式不断涌现，推动行业和产业的相互促进与发展。
 

新能源配储能

商业模式的演进路线

2021年8月，国家发改委、国家能源局先后出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《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》等文件，确定了储能独立市场主体地位，明确了源、网、荷三侧多元化发展储能的思路，指出了健全新型储能价格机制、鼓励探索建设共享储能的市场机制改革方向，并指明租赁储能容量可视作可再生能源储能配额。青海、新疆、河南、河北、湖南、湖北等20余省市陆续出台新能源配套储能政策，储能项目规划不断涌现。

截至目前，据不完全统计，全国已有十余省市正式对外公布了储能发展规划，规划的新型储能总装机规模已超过30GW（部分省（市）规模如表1所示）。

事实上，在储能服务于新能源发展的早期，“新能源+储能”应用较常规的做法，是在新能源场站内建设储能电站，储能与新能源场站统一接受电网调度。但实际运行中，这一模式的“弊端”逐渐显现。

一方面，配建的储能电站只能为单个新能源电站提供服务，利用率低；且在出台“新能源储能配额制”的区域，新能源场站需按固定比例配置储能，无形中增加了发电企业负担。另一方面，服务于单个新能源场站的储能设施，往往资源分散，管理难度大且运营成本高；同时，分散场站的储能难以实现统一调度与结算，无法参与多种电网侧辅助服务，商业模式很难拓展。

为避免以上问题，便于电网统一调度、管理，目前越来越多的区域开始尝试以共享储能电站的模式，为新能源的发展提供支撑。
 

共享储能的发展阶段与衍化进程

共享储能电站是指在新的接入点，例如新能源场站汇流站建设，并作为独立节点接入输电线路，通过储能电站关口表计单独计量，接受电网统一调度的储能电站（图1所示）。

图1 共享储能电站技术方案示意图

目前，全国以湖南和山东两省为代表，共享储能电站进入较快速发展阶段。湖南已经对外公布的共享储能电站（含投运、在建、规划项目）装机规模已达320MW/640MWh, 三期规划800MW/1.6GWh；山东2021年5月6日启动了首批储能示范项目申报，并于6月7日公布了首批5个储能调峰示范项目、2个储能调频示范项目，总计规模520MW/1041MWh。

除湖南、山东外，青海、山西、安徽等地也有共享储能电站处于建设或开发阶段。据不完全统计，全国各地已公布的共享储能电站项目总装机规模已接近10GW/20GWh（部分共享储能电站项目如表2所示）。

共享储能的商业模式探析

当前，共享储能电站项目的开发步伐正在逐渐加大，如何实现盈利，已经成为目前共享储能电站发展过程中亟待解决的问题。从已开展或正在开展的共享储能项目来看，储能容量租赁+调峰辅助服务，是现有的政策、机制下，较为可行的盈利模式。

2021年7月，国家发改委、国家能源局发布了《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》，从国家层面提出鼓励可再生能源发电企业以自建、租赁、购买的形式满足储能配额要求，实质上从政策层面给予储能租赁商业模式的保障。

在容量租赁+调峰补偿的商业模式下，部分省份的共享储能电站已经具备一定的投资价值。湖南、山东是目前共享储能电站盈利模式较为典型的省份，其收益模式如表3所示。

此外，青海、宁夏、湖北、陕西、山西等地也纷纷出台利于共享储能电站应用的政策。例如：青海省储能调峰补偿标准0.5元/kWh，年利用小时数不少于540小时；宁夏省2022、2023年度储能试点项目的调峰服务补偿价格为0.8元/kWh，年调用次数不低于300次；湖北、陕西等区域承诺储能租赁可视作新能源储能配额；山西明确了共享储能电站可参与调峰、调频市场等。
 

投资主体参与共享储能建设的

商业机遇分析

共享储能电站的投资主体灵活，商业模式较清晰，从一定程度上也促进了其开发、应用。从现有经验上看，共享储能电站既可由单一的主体投资建设，例如发电集团、电网相关企业或其他民营资本等，也可由以上各方共同投资建设。多方共同投资建设的情况下，参照投资占比以及事先签订的相关协议等，可较为容易的确定未来运营过程中的收益分配形式以及分配比例，形成较为清晰的商业模式。

由多方主体共同投资、开发、建设、运营，在现有条件下将对储能电站的开发运营带来多重利好。例如，在电网相关企业、发电集团、专业的储能企业共同投资建设的项目中，发电企业可以在开发手续获取、新能源场站运营、储能容量租赁等方面发挥优势；电网相关企业可以在储能电站运营时帮助确保一定的调用时长；而专业的储能企业，可在储能电站的建设、运营中提供专业化服务，挖掘储能电站更多的应用价值。长远来看，储能电站实现长期稳定发展，还需继续推动相关政策机制改革。例如，为储能电站设置容量电费，促进储能参与各类电力市场交易等。

理论上来说，共享储能电站可以提供多种服务，实现多重收益，包括帮助新能源场站实现弃电增发、减免考核，为系统提供调峰、调频、黑启动服务，参与电力现货市场交易等。因此推动储能以独立市场主体身份参与各类电力市场，并制定相关市场结算机制，有利于储能电站实现长效稳定发展。例如，容量电费的设置，是对共享储能电站提供调峰备用容量价值的肯定，可在一定程度上确保储能电站的收益，激励社会资本的投资积极性。

当前，共享储能电站已经成为中国储能应用的主要形式，未来结合退役火电机组现有站址、变电站空闲土地、新能源汇集站、电站关键节点等建设的共享储能电站将为电力系统安全稳定运行发挥重要作用。