中國化學與物理電源行業協會近日發布的《2024年度中國共享儲能發展白皮書》(以下簡稱《白皮書》)顯示，保守場景下，2024—2028年共享儲能新增規模有望達60.64GW，到2030年，新增共享儲能市場占比達到新增新型儲能規模的85%，累計共享儲能裝機規模將占到累計新型儲能總規模的65%左右。

　　在受訪的業內人士看來，共享儲能可以提高電網的穩定性和效率，更能在大規模新能源發展和供電需求之間建立更靈活的匹配機制，發展前景非常廣闊。不過，共享儲能要想實現高質量發展，仍需相關部門做好頂層設計，實現共享儲能資源的優化配置，降低共享儲能系統的建設成本。

　　將迎來強勁發展

　　《白皮書》顯示，按功率規模計算，2023年共享儲能項目新增并網規模進一步擴大，新增12.41GW/24.46WH，占去年新投運新型儲能項目規模的比例已升至54.91%，較2022年的44%增長了10.91%。其中，華東和西南地區新增投運共享儲能裝機功率規模約占全國的46.46%。

　　“2023年共享儲能并網規模擴大，顯示出共享儲能在新型儲能市場中的地位和重要性在不斷上升。”中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇對《中國能源報》記者表示，“共享儲能正從試點示范逐步走向工程化、規模化、系統化和產業化，未來將迎來快速發展的黃金期。”

　　截至目前，山東、湖南、青海、遼寧、安徽、河南、浙江、山西、云南、甘肅、河北、新疆等超過15個省區都已經出臺了共享儲能相關的政策。

　　近期，有關共享儲能的新聞也日漸增多，比如，華南區域最大的雷州集中式共享儲能電站一期項目投產送電;總投資4.6億的寧夏涇源縣共享儲能項目開工;云南首個獨立共享儲能示范項目開建……

　　談及共享儲能項目建設的如火如荼，能源行業資深專家吳俊宏對《中國能源報》記者表示，共享儲能本質是主觀管理制度創造的需求，不是客觀的電力系統技術或商業模式上的需求。比如共享單車的火爆，是因為能夠滿足民眾出行“最后一公里”的需求，使用者也愿意為共享單車提供的便利性買單。而共享儲能賴以生存的最主要基礎，是源于對新能源電站強制配儲能的政策。因此，共享儲能的必要性和經濟性，本質上是新能源電站強制配置儲能的必要性和經濟性。

　　不容忽視的是，共享儲能又不同于新能源強制配儲模式，是儲能技術與共享經濟理念相結合的一類新型商業模式，將閑置的儲能資源在一定時間內以一定價格租賃給需求儲能服務的用戶。除了容量租賃之外，共享儲能電站還能以獨立主體身份直接與電網經營企業簽訂并網調度協議，納入電力并網運行及輔助服務管理。

　　亟需摸清需求量

　　目前，國家層面雖然未給出共享儲能官方定義，但其打破了原有的1家儲能站與1家發電站傳統對應關系，形成了一家儲能站對應多家新能源發電站的“1對N”的關系。

　　清華四川院低碳所研究員李姚旺在接受《中國能源報》記者采訪時表示，儲能作為重要的靈活性資源，在新型電力系統中扮演著舉足輕重的角色，電力系統對于儲能的需求與日俱增。然而，盡管儲能在過去10年間成本已有顯著降低，但總體來說，其成本依然高企，在一些應用場景下，儲能的投資回收路徑依然不清晰。共享儲能模式利用投資的“規模效應”，以及不同用戶儲能需求的互補性，可以實現儲能使用成本的降低，可能讓原本無法盈利的應用場景成為可盈利場景。

　　縱觀全國已推行的共享儲能運營商業模式，主要分四大類：一是通過向新能源電站提供儲能容量租賃獲取租賃費;二是通過參與輔助服務獲得收益;三是通過參與電力現貨市場交易實現峰谷價差盈利;四是通過容量補償獲益。

　　在吳俊宏看來，共享儲能強調的是對多個新能源電站提供儲能容量租賃服務，當有些地方為了提高共享儲能的收益率，允許其進行新能源容量租賃的同時，還允許其參與電力市場或進行容量電價補貼，這些措施均是圍繞發展壯大這一產業而制定的政策，因此，才出現了共享儲能發展的繁榮，但共享儲能究竟能為電力系統創造了多少價值還有待商榷。

　　“當一些地方對于共享儲能的商業模式僅停在其容量租賃且該地區對于新能源強制配儲的政策沒那么嚴苛時，這些地方的共享儲能很難有投資價值。”吳俊宏對《中國能源報》記者表示，因此，共享儲能最大的挑戰首先是電力系統到底是不是需要這么多儲能、電力系統到底是不是需要共享儲能，其次才是是否有足夠的根據客觀技術經濟性需求制定的保障性政策。

　　業內人士認為，共享儲能的需求量預測取決于多種因素，包括新能源的發展、技術進步、政策支持和市場機制等，隨著這些因素的不斷變化，共享儲能的需求量將會有顯著的變化，通過精準預測共享儲能需求，可以更好地調度和管理能源資源，提高能源利用效率，減少能源浪費。

　　需做好頂層設計

　　從現實情況看，共享儲能電站可以由一個投資主體獨立建設，比如電力公司、電網相關企業或者其他私營企業等，也可以是多個投資主體共同建設。不過，目前參與共享時各主體地位不對等、信息不完整，成為各方參與儲能共享的重要掣肘，科學合理的共享儲能運營模式還不成熟;鼓勵共享儲能交易模式也不完善，由于參與共享的儲能類型不同、技術和經濟性迥異，各方參與者間復雜的利益關系亟需厘清，公平高效的交易模式還有待建立。

　　李姚旺認為，未來需要加強針對共享儲能模式下，儲能的優化規劃、優化運行等領域的研究與示范工作，探索出一套成熟、可推廣的共享儲能商業模式與規劃運行技術。

　　劉勇對記者直言，目前，共享儲能在商業化道路上面臨技術性、經濟性等多種挑戰，在儲能技術裝備研發和應用示范、電力市場建設和儲能價格機制等方面缺乏更明確的政策支持與相關標準體系的制定。“建議以保供應、保安全、保消納為原則，在多元化市場機制建設引導下調用共享儲能，最大化提高共享儲能充放電次數，確保共享儲能‘能調則調，多調多用’。”

　　采訪中，業內人士一致認為，亟需通過完善頂層設計來為共享儲能提供一個公平、透明的市場環境，以激發其市場活力和增強市場競爭力。“做好共享儲能的頂層設計，主要是指從規劃上客觀研判本地的靈活性資源，進而判斷其是否足夠、是否需要配置大型儲能電站滿足系統的調峰，同時研判需要設置共享儲能的電力系統節點而非無序開發。”吳俊宏建議，當確有必要時，一方面做好共享儲能的保障性政策，另一方面建議公開公平優選投資方且由主管部門協調解決接入、用地等問題，避免增加共享儲能投資建設的非技術性成本。

　　文丨中國能源報 記者 蘇南