有一個好消息，有一個壞消息。

壞消息是，今年的限電比去年提早了，面積還擴大了！國家發改委已經明確了煤電價格“能漲能跌”，高能耗企業受電價格可以突破上漲20%的限制。

好消息是，共享儲能發揮空間更大了，而且已經有更多的企業加入到共享儲能這個“大家庭來”。

儲能應用場景有四個大方向：電源側、電網側、用戶側、輔助服務調頻。但是因為各種原因，配置儲能無論在哪一側都曾被認為是帶來成本增加的“負累”。

電網側：儲能目前不能納入輸配電價體系，使得電網側調峰受阻。

用戶側：核心就是靠峰谷價差套利，除非電價價差達到讓人無法拒絕的程度，不然用戶側儲能只能依舊是醫院等特殊單位自儲自用，難以推廣。

電源側：新能源目前還有強推配置儲能的味道，效果怎樣，會不會有一些是“敷衍工程”，還不得而知。

但是，共享儲能在這時候出現了。從廣義上說，共享儲能可以由各個發電端將發的電儲存起來，在適當的時間向合適的對象出售，從而獲利。

舉一個簡單例子來說，一個50MW/100MWh的儲能電站和兩個光伏電站結成“對子”，光伏電站的發電高峰時段，有部分棄光量，利用儲能電站存儲，在光伏發電低谷時，儲能電站向系統釋放電能。這部分存儲-釋放電量的收益，由儲能電站和光伏電站分攤。這種方式可以實現三方共贏：光伏電站增發電量，電網提高了新能源的消納，儲能電站獲得盈利模式。

如果市場化交易范圍更加擴大，共享儲能就能避免原有儲能1對1的特點，通過1對N，通過市場化交易獲得客戶和盈利。

青海是共享儲能模范生。風光電能的充裕讓青海成為清潔能源的寶地，但風光的不穩定也成為新能源發電之痛。

正是這一現實基礎上，國網青海電力在國內首次提出共享儲能的運營模式。也就是說，目前國內的共享儲能模式是由電網端所主導。

格爾木美滿閔行儲能電站是最早建成并進行商業化運行的獨立儲能電站。2020年11月12日，在青海省海西州格爾木市建成并網運營。建設規模為16兆瓦，容量64兆瓦時，采用長循環壽命的磷酸鐵鋰儲能電池，采用智能、高效的運維體系，可對電站實行實時、可靠、最優控制。

宏儲源格爾木100MW/200MWh儲能電站項目是目前最大的共享儲能電站于今年9月24日開工，由中國電力國際發展有限公司、北京海博思創科技股份有限公司與新源智儲能源發展（北京）有限公司三方共建。

共享儲能運營中最不可或缺的是完善的電力輔助服務市場，發電單位可以在其中進行交易。2019年，國網青海電力首次將儲能電站作為獨立主體納入電力輔助服務市場，提出了雙邊協商、雙邊競價及單邊調用三種市場化交易模式。

2019年4月15日，是第一筆共享儲能市場化交易合約啟動的日子。這一天，在國網青海電力的組織下，國內首個由儲能電站與集中式光伏電站開展的調峰輔助市場化交易合約正式簽訂。當年6月18日，青海儲能輔助服務市場交易上線試運行。截止2020年年底，青海省內有347座新能源電站參與了“共享儲能”輔助服務市場交易，當年累計成交調峰交易1851筆。

共享儲能投資回報如何？以魯能海西州多能互補儲能電站為例，充電/放電電量達到4032/3192萬千瓦時，2020年前三季度共獲取補償費用285.83萬元。

除了這些市場化配置，還有一項讓人意想不到的技術配置在共享儲能交易中起到了關鍵作用，那就是區塊鏈。

共享儲能交易成規模之后，就出現了交易頻繁、主體多元、信息復雜的特點。為了保障交易的公平性、安全性、及時性，國網青海電力在國內率先引入了適用于共享儲能交易的技術應用模式——區塊鏈。

國網青海電力打造的基于區塊鏈的共享儲能應用平臺，將新能源受阻電力、電量與儲能系統接收電力、電量通過信息技術采集過程記錄在區塊鏈上，并實現可視化和可追溯，完成多主體間的交易結果清分，形成交易全過程的“大賬本”，從而保證了共享儲能交易數據的安全性、透明性和公信力。

青海省在建、擬建的儲能項目主要包括電化學儲能、抽水蓄能和光熱電站。截至目前，青海省已建成電化學儲能項目9個，總容量規模約44萬千瓦時，預計到今年底，電化學儲能容量規模就將達112萬千瓦時。已有多個儲能電站是以共享儲能電站為目標。

除了青海之外，多個身份也已經在建或備案多個共享儲能電站。據公開信息統計，截至今年8月，共33個共享儲能項目正在備案流程。

目前來看，國內的共享儲能模式是以電網為紐帶，將獨立分散的電網側、電源側、用戶側儲能電站資源進行全網的優化配置，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，電網是其中的主導。

但是顯然這只是“共享”的初步，再看遠點，如果將更多的分散式儲能納入進來，比如說電動汽車、移動儲能，形成共享機制，那就徹底實現了共享。

青海成功實施共享儲能是有特殊性的。首先是青海的新能源裝機容量大，面臨棄風棄光的壓力，同時消納壓力大；其次青海鋰資源儲量大，儲能產業發展推動力度大。共享儲能能否吸引更多的人來此領域？還要看三點，有無需求、有沒有人愿意付費、具體實施有無障礙。目前看，需求和付費意愿已經有了。

首先是現實條件的壓迫。當煤電“隨行就市”，無論是哪一側，都將感受到“煤價的壓力”，儲能也就更加有必要。如果儲能的時候還能通過共享儲能系統獲利，那就更加美妙了。

其次是政策的刺激。目前對于儲能配置的要求一再加碼，這也已經給共享儲能提供了空間。

從目前來看，共享儲能是屬于電網側的一個配置，發出來的電由電網統一調度，但是發電企業卻是多元的，只要看準了這里邊的市場價值，就可以加入進來。在儲能商業模式逐級建立之下，尤其當儲能開始變得有利可圖時，它有可能成為各端都看好、樂意來參與的一個領域。

但是實施條件方面，顯然需要更多的技術支持，尤其是微電網和虛擬電網的構建和完善，還有待繼續加強。

真正的共享儲能已經不止是1對N，而是N對N。每人、每車、每戶都可以成為發電端，同時每人、每車、每戶都可以成為受電端。實現這一點，任重道遠。