儲能是解決新能源發電和符合用電時空不匹配的最佳手段，它能夠將電力生產和消費在時間上進行解耦，使得傳統實時平衡的“剛性”電力系統變得“柔性”。

將獨立分散的電源側、電網側、用戶側儲能資源進行整合，交由電網進行統一協調，推動源、網、荷各端儲能能力全面釋放，提高儲能資源利用率，這就是共享儲能。

多省政策支持共享儲能

2021年是新型儲能政策年，國家政策、省級政策陸續出臺。儲能政策的大力支持，更深刻的意義在于通過發展儲能，增加光伏和風電等可再生能源的裝機并網規模，最終實現“3060”雙碳目標。

2021年以來，國家“十四五”綱要規劃、《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》、《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》等國家政策均有明確鼓勵探索建設共享儲能；其中國家”十四五“規劃更是提出：鼓勵社會資本等各類投資主體投資各類電源、儲能及增量配電網項目，或通過資本合作等方式建立聯合體參與項目投資開發建設。

2021年1月以來，青海、寧夏、湖南、浙江、內蒙古等多省印發儲能指導意見，均有提及共享儲能。

其中內蒙古在印發的《關于加快推動新型儲能發展的實施意見》中明確：鼓勵發電企業、電網企業和電力用戶租賃、購買儲能電站服務，發揮儲能“一站多用”的共享作用。獨立共享式新型儲能電站應集中建設，電站功率原則上不低于5萬千瓦，時長不低于4小時。獨立共享儲能作為單一主體參與電力市場交易。

2021年10月，湖南省發改委印發《關于加快推動湖南省電化學儲能發展的實施意見》，提出積極推動電網側儲能合理化布局，以建設大規模集中式共享儲能為主，統籌項目選點，優先在新能源資源富集的地區建設一批電網側獨立儲能項目。

據公開信息統計，截止目前內蒙古、湖北、山西、寧夏、甘肅、河北、山東、陜西、河南等省均有共享儲能備案項目，據不完全統計，2021年備案的共享儲能項目達85個，總建設規模超12GW/24GWh。

各省備案的共享儲能項目中，單個項目的容量規模在100MWh-400MWh之間，能源電力說選取了內蒙古、湖北、山西3省部分項目來看看共享儲能的建設成本。內蒙古6個共享儲能項目建設單價是1.4元/Wh，湖北7個項目單價區間較大，山西省14個項目單價區間0.98~2.5元/Wh。

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青海共享儲能模式

2019年4月，由青海國網投建的魯能海西州多能互補集成優化示范工程，正式探索“共享儲能”。項目儲能電站的規模達到50MW/100MWh，這是全國首座接入大電網的共享式儲能電站。

 魯能海西州多能互補示范工程現場

2019年5月31日，西北能監局發布《青海電力調峰輔助服務市場化運營規則》，詳細規范了青海的儲能輔助服務調峰市場化機制。

青海共享儲能以儲能市場化交易和調峰輔助服務市場交易兩種商業化運營模式，建成了共享儲能市場化交易平臺和區塊鏈平臺。

儲能市場化交易模式：新能源和儲能通過雙邊協商或市場競價形式，達成包含交易時段、交易電價、電量及交易價格等內容的交易意向。

調峰輔助服務市場交易模式：市場化交易未達成且條件允許時，電網按照約定的價格直接對儲能資源進行調用，在電網有接納空間時釋放，以增發新能源電量。

△青海共享儲能模式

自2019年6月青海省內調峰服務服務市場啟動至2021年11月底，通過共享儲能，新能源累計增發電量8990萬千瓦時；共享儲能電站累計充電/放電量8658/7047萬千瓦時，充放電效率達81.4%；儲能企業獲得補償費用合計5004萬元。

青海省試點成功提高了共享儲能商業模式的可復制推廣性。

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數字化共享儲能

大數據、云計算、人工智能、區塊鏈等數字技術，正在給儲能市場帶來新業態、新模式。

以青海共享儲能為例，青海有著豐富的新能源資源，是共享儲能產業天然的試驗田。海西多能互補示范工程是國網青海電力共享儲能建設重點項目，依托國內最大能源區塊鏈公共服務平臺——“國網鏈”，國網青海電力實現區塊鏈技術在共享儲能業務場景的數字化賦能，并開辟了我國首個區塊鏈共享儲能市場。

共享儲能要成為成熟的商業模式，首先需要解決市場主體的協調、數據的公信度、運行效率等關鍵問題。區塊鏈技術的去中心化、透明共享、安全可靠等技術特點為共享儲能的難題給出了解決方案。

此外，信息化技術正在加速儲能電站的運維升級進程。儲能電站融入數字技術，有助于提高儲能電站運維水平，降低故障率，間接提高經濟性。當前，國電投、華能集團、大唐集團等都在進行數字化儲能電站試點。

共享儲能，促進源、網、荷、儲各方更深入地參與到電力系統當中，有利于推動儲能產業快速發展。青海共享儲能的試點成功為業內提供了可參考復制的商業模式。另一方面，數字化轉型正在為儲能產業帶來新機遇，也是業內公司聚焦的重點方向。

共享+數字化，極有可能成為儲能產業未來發展的重要模式。