主页.『宗盛娱乐』.主页“共享储能”的概念最早是2018年青海省提出，是指由第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，除了满足自身电站需求外，也为其它新能源电站提供服务；

　　即共享储能是以电网为纽带、为多个新能源电站同时提供储能服务的新模式，打破了原有的1家储能站与1家发电站传统对应关系，转向了1家储能站对应多家新能源发电站的“1对N”的关系。

　　共享储能本质上为独立储能运营的一类商业模式。独立储能电站的独立性体现在可以以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受位置限制，作为独立主体参与电力市场。

　　共享储能模式前景广阔。共享储能以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行全网的优化配置，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。

　　2018年7月26日，格尔木美满16MW/64MWh储能电站项目举行开工典礼，该电站作为青海省首例电网侧储能项目，是对共享储能模式的初步探索，“1对多”的储能模式也标志着共享储能的概念初步形成。

　　青海省鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程储能电站于2019年1月22日正式投运，并于4月开始参与共享储能的市场化运行试验，打破了单个电站独享模式，为“共享储能”提供了解决方案。

　　该项目总装机容量700兆瓦，其中光伏200兆瓦、风电400兆瓦、光热50兆瓦、储能50兆瓦。该项目采用50MW储能电站采用磷酸铁锂电池储能系统，储能时长2小时。

　　共享储能的模式将分散的电源侧、电网侧、用户侧储能资源进行整合，并交由电网进行统一协调，把整个储能的资源释放给整个电力系统，为电网进行调频调峰、平衡输出、缓解电力波动。

　　共享储能通过双边协商、双边竞价及单边调用等模式参与电力交易，降低了新能源电站的弃电量，并参与电力辅助服务市场，提高了储能资源利用率和电网系统的调节能力和稳定性，也促进了储能形成独立的辅助服务提供商身份。

　　1）于新能源企业：降低了新能源配套储能的建设成本，减少了日常运维成本，并享受到电网侧储能峰谷电价差的收益，以实现项目收益率的提高，缩短投资收回期。

　　2）于电网企业：多点位集中式的中大型储能电站将有利于电网的平衡，实现了新能源电量的消纳。

　　共享储能一般单体规模较大，对电网的调度可以形成很好的支撑和响应作用。目前共享储能模式的主要盈利方式有调峰服务补偿、峰谷价差套利（参与电力现货市场交易）、容量租赁、容量补偿等收费方式。

　　调峰辅助服务补偿是独立储能电站获取收益的方法之一，青海、河南、宁夏、南方电网地区等多个区域都出台了独立储能电站的调峰补偿规则；但各地调峰补偿价格差异较大。

　　如山东在2021年示范项目时期，独立储能电站调峰补偿下降至0.2元/kWh，保证调用时长1000小时/年，全年可获得补偿2000万元（在山东电力现货市场改革前）；

　　青海调峰补偿下降至0.5元/kWh；南方电网各地区调峰补偿在0.24-0.79元/kwh；宁夏储能试点项目调峰服务补偿价格为0.8元/KWh，调峰补偿价格全国最高。

　　进入2022年，随着越来越多的区域进入电力现货市场试运行或连续试运行，给独立储能电站的利用价差套利带来了更大的空间。

　　2022年2月，修订电力现货市场交易规则，新增独立储能设施可按照有效充放电容量按月获取容量补偿的规定。

　　7月22日，山东省人民政府发布了文件，通知强调了支持新型储能发展：坚持新型储能市场化发展方向，推动独立储能示范项目积极参与电力现货交易，暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿的2倍标准执行。

　　目前各地的容量租赁费用不等，山东在350元/KW·年，湖南容量租赁费用在450-600元/KW·年，河南容量租赁费用标准为260元/kWh·年。

　　据CNESA统计，2022年1-5月中旬全国共享储能拟在建及招投标项目达到109个，其中陕西25个、河南24个、宁夏14个、山东11个，其他省市均在个位数。

　　据“储能与电力市场”统计，2022年上半年，考虑在前期规划、科研设计，启动EPC/设备采购，在建，投运等阶段的储能项目合计约180个，项目总规模约26.6GW（53.6GWH）。

　　其中进入实际投运/建设/启动建设状态的项目约7.7GW（其中7.6GW在建+0.1GW投运），功率占总规划项目的29%。

　　上半年已有实质性进展的独立式储能项目大多来自已经启动年度储能示范项目申报的地区，例如山东、湖北、山西、宁夏、浙江、湖南等地。

　　钒电池在共享储能装机逐步起量目前，全钒液流电池已经开始成为共享储能电站的备选项之一。

　　山西省的部分共享储能项目已经开始使用一定比例的钒电池，如山西朔州75MW/150MWh共享储能项目（第一期）20MW/40MWh、金风润航新能源有限公司承接的朔州市150MW/300MWh共享储能项目。

　　这些项目都是以90%磷酸铁锂+10%钒电池储能项目进行配比建设（古交市100MW/200MWh、右玉县400MW/800MWh项目都配有钒电池，但未披露具体比例）。

　　中宁县200MW/800MWh共享储能项目使用了50%的钒电池，襄阳高新区100MW/500MWh全钒液流电池储能电站、正在立项备案的甘肃张掖市250MW/1000MWh共享储能项目则全部采用钒电池。

　　截至2022年上半年，进入在建阶段的以共享储能模式建设的独立储能电站中使用全钒液流电池系统的规模已经达到302MW/1104MWh（未统计山西古交市、朔州市等未披露具体钒电池规模的项目），占2022年上半年在建独立储能电站（7.6GW）的4%。