一、共享储能的定义共享储能是一种新型的电网侧储能商业模式，通常是指部署在电网关键节点的独立储能电站，服务于区域内所有电力市场参与者。 它有两个关键属性，即“共享”和“独立”。
“共享”是指储能电站不仅向单个发电机或消费者提供服务，而且向多个用户开放。 储能设施使用权和受益权分为多股，不同的用户可以根据自己的需求和能力购买相应的份额。 通过精细化的调度管理和灵活的交易机制，实现各方共赢，满足各自需求。 “独立”是指储能电站由独立的第三方投资、建设和运营，以独立身份参与电力市场交易。 根据国家能源局在《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度应用的通知》中的定义，独立储能项目应具备独立的计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可由电网监控调度， 符合相关标准规范和电力市场运营机构的要求，具有法人资格。
二、共享储能的优势通过共享储能模式，提高了储能设施的利用率，提供了多样化的价值，灵活适应了电力市场环境，优化了集中式和分散式储能资源。
提高储能设施的利用率：共享储能大大提高了储能设施的利用率。 通过向多个用户开放储能设施，避免了设施的闲置浪费，提高了项目的收入水平。 该模式不仅对新能源电站具有吸引力，而且通过容量租赁实现新能源的分配和存储，避免了过高的投资成本。 价值提供多样化：共享储能的独立性使储能设施不再局限于单一的主体或目的。 储能电站除了参与新能源消纳外，还可以提供调峰、调频等电网辅助服务。 这种灵活性使储能站能够采用更精密、更复杂的运营策略，进一步丰富了储能的价值。 独立身份的参与也简化了交易流程，降低了结算风险和现金流压力。
灵活适应电力市场环境：共享储能具有灵活性优势，可根据需求扩容或缩容，满足不同场景需求。 这使得共享储能能够更好地适应复杂多变的电力市场环境，提供更具弹性的服务。 集中式和分散式储能资源：共享储能将分散在电网各处的分散储能资源整合为一个整体，大大减轻了电网的调度压力。 这种对储能资源的集中管理，使电网更加稳定可靠，为电力市场的发展提供了支撑。
3、“共享储能”产业政策3.1 国家层面的政策
“共享储能”概念最早由国网青海省电力公司于2024年提出，2024年《青海省电力辅助服务市场运行规则（试行）》明确规定共享储能可以作为独立主体参与市场交易，成为国内首个允许共享储能进行市场化交易的区域性电力市场。 2024年7月，国家能源局在联合发布的《关于加快发展新型储能的指导意见》中指出，“明确新型储能市场主体独立市场主体地位，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。 “这是共享储能的概念首次出现在国家层面的政策中，明确要求加快推动共享储能参与市场，加快构建各类市场配套机制，为共享储能的发展注入了强劲动力。 截至2024年底，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15个省区出台了共享储能政策（详见表1） 共享储能模式在全国得到广泛推广，各地区共享储能政策所涵盖的市场规则和服务类型在底层逻辑，但政策细节和实现方式大相径庭。
3.第2章 山东政策分析
2024年4月8日，山东省能源局、能源监管办发布《关于开展储能示范应用的实施意见》实施的通知，提出“支持各类市场主体投资建设运营共享储能设施，鼓励风电、光伏发电项目优先租赁共享储能设施”的主要任务。 租赁容量作为其储能容量”。政策规定，共享储能项目功率不低于50MW，充放电时间不少于2小时，可参与配套服务和容量租赁市场。 在随后出台的《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》中，进一步规定“自主储能可以参与电力现货市场，作为独立的市场主体参与市场交易，充电时是市场用户，放电时是发电企业”，对共享储能的市场地位进行了详细界定。 同时，政策还确认，参与现货市场的储能项目可以获得容量补偿，可在全省范围内租赁使用，获得容量租赁收入，进一步增加共享储能项目收益。 由此，山东成为全国首个出台省级储能现货市场支持政策的省份。
为鼓励共享储能发展，上述文件等文件还提出了以下有利于共享储能的实施细则：在容量市场运行前，从用户侧收取参与电力现货市场的发电机组容量补偿费;
对于风电、光伏租赁储能示范项目，储能容量占比由高到低排序，并网消纳优先排在前列储能项目参与配套服务，相关收支由发电主体与电力用户分担
示范项目在火电机组调峰运行低于50%时优先使用，补偿标准为200元MWh;示范项目调峰调频优先发电计划按月兑现，可参与发电权交易。
3.第3章 湖南政策分析2024年底，由国网湖南综合能源牵头，提出了一种新的能源配储租赁模式，即储能设备供应商将储能设备出租给国网综合能源，由国网综合能源负责储能站建设，再租赁新能源站使用权，达到配储目的。 这种商业模式是湖南省共享储能的雏形。
2024年10月13日，湖南省发布《关于加快湖南省电化学储能发展的实施意见》，明确了储能作为独立市场主体的地位，并要求研究建立储能参与中长期交易、现货和配套服务市场的机制和标准， 为湖南储能的商业化运营奠定基础。随后，湖南省**出台了一系列独立储能优惠政策，总结如下： 2024年12月底前，2024年6月底前满量并网的新增储能试点项目，其装机容量为15 次， 13倍计算分配的新能源容量;
并网容量不低于5MW和10MWh的独立储能站，可深度参与调峰交易，获得调峰配套服务收入。 并以充电量**来衡量，忽略了储能站充放电转换效率的影响;提供功率大于30MW**的调峰服务，1小时以内最高550元MWh，1小时以上最高600元MWh
储能电站具备提供轮换备用的技术条件后，方可作为卖方参与交易;储能电站上网电量减免配套服务费用的分配;
值得一提的是，湖南容量市场是全国首个允许储能进入的容量交易试点项目，积极探索储能容量平台化、公平交易的可行性。 4、“共享储能”项目案例分析
4.1 “共享储能”商业模式
4.2 山东100MW 200MWh共享储能电站
由于山东省煤电占比相对较高，电力供应结构单一，随着大量新能源并网，弃风弃光现象严重，调峰手段不足的矛盾，民生供暖和火电经济效益日益凸显， 电网对火电机组以外的调峰资源需求巨大。在这种需求的带动下，该省目前正处于共享储能示范项目规模化推广阶段，仅2024年就有25个规模约100MW、200MWh的锂电池独立储能项目入选示范项目名单。 结合全省积极推进电力现货市场建设和共享储能配套政策配套完善，山东有望成为共享储能商业化推广最快、市场最活跃的地区之一。 本节选取上述25个示范项目中的1个进行案例分析，其容量为100MW 200MWh，采用磷酸铁锂电池，收益分为三类：（1）参与电力现货交易;（二）储能容量租赁收入;（3）现货市场容量补偿电价收入。
结合上述情景，我们可以通过以下方式估算共享储能项目经济计算的边际条件：
1）日充放电次数（电商现货市场满容量成交次数）：230次，每次充放电深度为90%;2）峰谷电价差：保守可套利的平均电价价差为06 美元千瓦时;
3）容量租赁**：因此，我们保守估计该项目的租赁价格为**200千瓦时年，租赁比例为80%;4）产能补偿收入：约330万元;基于上述边界条件，我们估计该项目的一期工程为85 年，IRR 872%，具有良好的经济效益，具体计算结果如下表所示：
4.3 湖南某100MW 200MWh共享储能项目
根据《湖南省电力保障能力提升行动计划（2022-2024年）》，到2024年，全省风电、光伏发电装机容量达到2500万千瓦以上，对应配套储能需求超过3000MW，储能市场规模可观。 同时，湖南省正在积极推进全国首个允许储能进入的容量交易市场建设，有望大幅提升共享储能的市场活跃度和经济效益。 本节选取某能源集团作为“十四五”期间共享储能项目进行新能源规划及配套建设的案例分析，项目容量分别为100MW和200MWh，采用磷酸铁锂电视，项目收益分为两大类：（1）调峰辅助服务收入;（二）长期租赁协议所得。
结合上述情景，我们可以通过以下方式估算共享储能项目经济计算的边际条件：
1）每年调峰辅助服务次数为200次，平均辅助服务次数为0次3125千瓦时;
2）容量租赁**：400,000兆瓦年;
基于上述边界条件，我们估算了项目11的**周期51 岁， IRR 673%，具有一定的经济效益，具体计算结果如下表所示。
5、“共享储能”项目投资建议
结合以上描述和案例分析，我们可以对当前市场环境下的共享储能投资提出以下建议： 共享储能项目应位于电网关键节点（变电站）附近，消纳问题严重的节点最优项目规划阶段需要对区域电网结构进行深入分析
共享储能依靠多元化的收益模式，单一收益难以维持项目运营** 共享储能电站的运营策略需要结合区域负荷特性分析和横截面潮流分析，“300天、两充两放电”模式不能简单应用
共享储能项目受益于成熟电力现货市场的建设，在现有电力市场环境下，参与电力现货市场交易的收益明显高于参与调峰配套服务的收益在分析共享储能政策时，需要关注各类收入的**，过度依赖补贴的政策会带来额外的现金流风险;
目前，各地共享储能项目仍处于早期论证阶段。 前期进入市场，可以抢占优质项目资源，争取优惠政策，获得先发优势和议价能力，但也要承担更大的风险。 6. 总结
共享储能作为一种创新的商业模式，在电力行业展现出强劲的势头。 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驱动，行业将朝着更加成熟、规模化的方向发展。 投资者在参与共享储能市场时，应注重优质项目的选择，同时关注技术创新和市场变化，抓住机遇，实现长期回报。