储能是解决新能源发电和符合用电时空不匹配的最佳手段，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”。

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，提高储能资源利用率，这就是共享储能。

多省政策支持共享储能

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。

2021年以来，国家“十四五”纲要规划、《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》等国家政策均有明确鼓励探索建设共享储能；其中国家”十四五“规划更是提出：鼓励社会资本等各类投资主体投资各类电源、储能及增量配电网项目，或通过资本合作等方式建立联合体参与项目投资开发建设。

2021年1月以来，青海、宁夏、湖南、浙江、内蒙古等多省印发储能指导意见，均有提及共享储能。

其中内蒙古在印发的《关于加快推动新型储能发展的实施意见》中明确：鼓励发电企业、电网企业和电力用户租赁、购买储能电站服务，发挥储能“一站多用”的共享作用。独立共享式新型储能电站应集中建设，电站功率原则上不低于5万千瓦，时长不低于4小时。独立共享储能作为单一主体参与电力市场交易。

2021年10月，湖南省发改委印发《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》，提出积极推动电网侧储能合理化布局，以建设大规模集中式共享储能为主，统筹项目选点，优先在新能源资源富集的地区建设一批电网侧独立储能项目。

据公开信息统计，截止目前内蒙古、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，能源电力说选取了内蒙古、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。

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青海共享储能模式

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”。项目储能电站的规模达到50MW/100MWh，这是全国首座接入大电网的共享式储能电站。

 鲁能海西州多能互补示范工程现场

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。

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。

储能市场化交易模式：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：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。

△青海共享储能模式

自2019年6月青海省内调峰服务服务市场启动至2021年11月底，通过共享储能，新能源累计增发电量8990万千瓦时；共享储能电站累计充电/放电量8658/7047万千瓦时，充放电效率达81.4%；储能企业获得补偿费用合计5004万元。

青海省试点成功提高了共享储能商业模式的可复制推广性。

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数字化共享储能

大数据、云计算、人工智能、区块链等数字技术，正在给储能市场带来新业态、新模式。

以青海共享储能为例，青海有着丰富的新能源资源，是共享储能产业天然的试验田。海西多能互补示范工程是国网青海电力共享储能建设重点项目，依托国内最大能源区块链公共服务平台——“国网链”，国网青海电力实现区块链技术在共享储能业务场景的数字化赋能，并开辟了我国首个区块链共享储能市场。

共享储能要成为成熟的商业模式，首先需要解决市场主体的协调、数据的公信度、运行效率等关键问题。区块链技术的去中心化、透明共享、安全可靠等技术特点为共享储能的难题给出了解决方案。

此外，信息化技术正在加速储能电站的运维升级进程。储能电站融入数字技术，有助于提高储能电站运维水平，降低故障率，间接提高经济性。当前，国电投、华能集团、大唐集团等都在进行数字化储能电站试点。

共享储能，促进源、网、荷、储各方更深入地参与到电力系统当中，有利于推动储能产业快速发展。青海共享储能的试点成功为业内提供了可参考复制的商业模式。另一方面，数字化转型正在为储能产业带来新机遇，也是业内公司聚焦的重点方向。

共享+数字化，极有可能成为储能产业未来发展的重要模式。