1月14日，国家电投集团新疆能源化工有限责任公司分别发布和田、喀什共享电池储能系统及其附属设备招标公告，采购电池储能及附属设备。记者梳理发现，2022年伊始，内蒙古、浙江相继发布指导意见，提出投资建设共享储能，研究建立电网替代性储能设施的成本疏导机制，激励新能源发电侧储能项目落地。

　　实际上，2021年，已有河南、山东、青海、内蒙古、河北等九省区陆续出台了鼓励共享储能发展的指导意见。在政策扶持及市场需求下，共享储能备受各方关注。

　　84个项目，规模超1200千瓦

　　有观点认为，目前，新能源配储能项目盈利模式尚未成熟，储能利用小时数极低，增配储能项目又将极大地提高新能源场站投资成本，因此以共享储能容量、提高区域内储能系统利用水平为主要目的独立储能电站模式迎来了发展机遇。

　　记者梳理发现，截至目前，共有84个共享储能项目已经通过备案或公示，主要分布在内蒙古、湖北、山西、宁夏、甘肃等9个省区，项目总规模超1200千瓦/2400千瓦时。同时记者注意到，共享储能单个项目的规模越来越大，功率要求越来越高，目前已有7个项目规模达到100万千瓦时。

　　为何要大力发展共享储能？江行智能联合创始人邵俊松表示，相比常规储能项目，共享储能不仅可以充分发挥储能资产的运营效益，减少储能资产闲置时间，还能助力电力系统安全稳定运行，经济效益和社会效益显著，而且收益更高。

　　盛世景资本智造中国投资总监吴川告诉记者，我国储能技术发展处于早期阶段，“单位建设成本”偏高是行业痛点。共享储能通过多方共享基础设施，在一定程度上提高了储能设施的利用频次，从而降低了“单位使用成本”。同时，共享储能能够给予电网更多的备用资源，增强应对尖峰和低谷等极端情况的能力，对保障电网平稳运行意义重大。

　　要求更为细致，促进电站质量提升

　　为促进储能应用，提升项目经济性，多地对储能质量及应用提出了更为细致的要求。如浙江提出新型储能示范项目应按照工作寿命10年及以上设置；青海明确保证储能设施利用小时数不低于540小时等。

　　邵俊松告诉记者，共享储能不仅要满足一定区域范围内新能源电站的公共消纳需求，而且要响应电网调度的调节里程和功率要求，就必须具有足够的容量和输出功率。共享储能的设备质量和建设质量，直接关系到区域内新能源消纳和电网安全稳定运行，以及共享储能投资方的投资收益。“关系到多方效益，共享储能投资和运营方有足够动力提升储能系统的质量，保证安全。”

　　有专家认为，由于容量租赁收益成为决定储能电站项目经济性的关键因素，因此随着共享储能的发展，电池质量问题将不再成为制约储能发展的瓶颈。

　　在吴川看来，提高放电时长可以降低电池的放电倍率，提高电站功率可以增加电池的调度灵活性，从而提高共享储能储能电站的安全性。各地政府通过提高准入门槛，有利于把控入围企业质量，并对电站进行集中监管。

　　参与辅助服务市场，实现多方共赢

　　在已经发布的政策中，国家和地方层面都提出开展新型储能规划研究，引导新型储能在各种场景下的布局，湖南、浙江、内蒙古等五地提出发电侧、电网侧、用户侧建设方向。

　　邵俊松认为，在电力市场中，储能并不是单纯的生产者或消费者，而是介于两者之间，可以参与到多种电力辅助服务市场中去，发挥空间很大。但是现阶段，能否保障收益还有待验证，关键是机制设计与考核指标能否达成多方共赢。

　　“对于共享储能来说，一定要明确收益来源。在电力市场上按照‘谁受益谁支付’原则传导相关费用，需要在政策和技术上有所体现。”邵俊松认为，“共享储能可安装于发电侧、电网侧和用户侧，收益来源虽不尽相同，但收益率大多依赖于行政文件。如何让共享储能在电力现货市场中，发挥灵活快速调节的特性，充分实现蓄水池的作用，需要尽快解决。”在吴川看来，共享储能电站的信息化融合能力仍然欠缺，亟待提升。

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