“共享”这个词，已经被套用很多次了，共享单车、共享雨伞、共享充电宝......但“共享储能”，不知道你听没听过。
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没错，是拉低收益率传统时候煤电是发电主力，人为能控制，那时候储能还不那么重要。现在社会要往新能源转型，大家更重视利用风光发电，但风、光这两样东西天气预报都说不准，发电量忽多忽少，容易产生弃用，得有个充电宝之类的东西在中间起调节作用，储能的意义就凸显出来了。
随着国内新能源发展起来，国家开始强制要求新能源电站配备储能，既可以减少被弃用的发电量，又能稳定电力。我国各个省（市）还把储能配置作为新能源并网的先决条件。
出发点是好的。不过，电站压力就大了。
以光电为例，本身发电的光伏组件就不便宜，而且还在涨价。储能这边的成本也一路走高，初期设备投入是一笔不小的支出。有人算过，数据是不太乐观的，配备储能会拉低风光项目整体收益率约1%（没错，是拉低）。
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多省份“花式共享”面对高价格刺激，“共享储能”就来了。模式很像“拼车”，多个新能源发电站集中建设一个储能电站，储能电站可以引入第三方资本投资，大家通过交易共享储能设备、资源和各类服务，满足并网需求。特别是中小型新能源电站，在履行国家规定的强配储能任务时，可以选择租用储能电站（如山东），节约自己建设的开支。
这种商业模式是青海2019年最先提出来的。其实也不难理解，毕竟青海是新能源大省，新能源的装机已超过50%，解决发电量不平衡的需求很强烈。
具体怎么实施呢。储能电站有多个，对储能有需求的风光电站也有很多个，青海省的做法是通过一个调度机构把这两方面电量，协调统一管理。
这里的储能资源像商品一样，可以市场化交易。买卖双方可以协商或者市场竞价，在交易时间、电量、电价等信息上达成一致，这样买方可以购买新能源电站可能被废弃的风、光电能，给自己进行充电。
同时，万一买卖没做成，电网还可以按照约定价格调用储能资源，也能减少电量废弃，这种情况，被称为“电力辅助服务市场交易”。
那怎么保证市场电力数据真实可信呢。另外，考虑到时效性，它的交易效率高吗。
青海在其中引入了区块链技术，数据可以精准溯源，具体到储能电站每节电池的运行状态，保证公平及时和信息安全，也让交易过程像买卖股票一样简单。
2021年以来，山东、湖南、浙江、内蒙等省份也都陆续提出要鼓励投资共享储能电站。
山东是个值得关注的省份，它率先提出租用的共享储能模式。在这种模式里，储能电站就像房东，把储能容量租售给风光企业，风光企业获得电力上网的指标，但收益权和自主运营权还在储能企业手里。从国内大多数省份来看，租赁费也是目前大部分共享储能电站最主要的收益。目前，各地的租赁费用不一样，山东成交价格通常在在330元/kW左右，出租率为20%左右。
作为电力现货试点的省份，山东还推行储能电站进入电交易市场，电站可以通过低价充电高价放电，赚取价格差。山东省也在不断拉大电价的峰谷价差，2022年均价0.739元/kWh，到2023年1月为0.926元/kWh。
为了推动储能市场化，山东省还推出了容量补偿，补偿费用按照电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿标准的2倍执行。
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盈利是前提不过，现在这个阶段，共享储能项目自身的市场化收益还是没能覆盖成本。
看回市场表现，实际收益效果比理论相差千里。在电力现货市场里，高价点和低价点的波动可不好预测，就像买股票，更多时候大家是事后诸葛亮，利润难以达到理想点。
说到底，共享储能是一种投资模式的创新，在成本端减轻了建站压力，但盈利能力不足的问题还是存在，这是解决储能商业逻辑跑通的关键。目前盈利种类相对缺乏，如果未来共享储能能够更多的参与到电力辅助服务市场，为电网提供调频、调相、黑启动、事故备用等服务，可以增加多种收益。比如，山西2022年6月做出了尝试，成为第一个将储能让参与电力一次调频的市场交易的省份。
不过，这意味着新能源储能项目的能力要能够满足这些电网需求，实际上，很多项目在快速调控能力上存在不足。从储能电池的角度来看，长循环寿命、高安全、低成本，提升系统循环寿命，都是支撑储能真正运营的基础。电站也要改善站内技术支持系统，充放电量等信息的实时上传，与电网实现信息共享。
大家也别忘了，除了新能源储能以外，咱们还有许多其他调节资源，比如火电深度调节、可控负荷、电动汽车等，相较而言它们更廉价。新能源储能如果完全想凭借市场竞争突围，还是要依靠技术进步，实现成本的大幅降低和能量效率的不断提升。
回归到商业发展的底层逻辑，终极还是要靠技术驱动。
