观澜丨独立式共享储能挑战与机遇并存

10月8日，国家能源局发布关于公开征求《电力辅助服务市场基本规则》意见的通知。《征求意见》指出独立储能、自备电厂、虚拟电厂等“发用一体”主体，在结算时段内按综合上网（下网）电量参与发电侧（用户侧）辅助服务费用分摊。今年7月，国家发改委、国家能源局及国家数字局联合发布了《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，明确规划及部署了一批共享储能电站的建设。这一系列举措是三年前国家发改委与国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》积极探索共享储能建设的延续，政策进一步鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。

在此背景下，独立式共享储能作为一种融合技术创新与商业模式创新的储能解决方案，正逐步崭露头角。2023年9月，山东省出台全国首个配建储能转独立储能政策文件，为独立储能发展提供了实践路径。截至目前，全国已有20多个省市能源主管部门陆续出台共享储能支撑政策，其中山东、河南、湖南、云南等省份已成功建设或并网一批示范性共享储能项目。然而，共享储能多点开花的同时，也面临一系列技术、运维、市场维度等挑战。

独立式共享储能应用场景广泛

独立式共享储能的核心精髓，在于其作为“独立”主体身份，主动融入电网监控与调度，积极参与电力市场竞争与合作，其“共享”理念的本质，是颠覆传统储能设施与发电机组之间单一、固定的服务模式，创新性地建立起“一对多”新型商业化服务架构。此模式依托于电网这一关键枢纽，有效促进电网侧、电源侧及用户侧分散储能资源的全局性优化配置，实现“源-网-荷-储”各环节全面联动与高效协同。

在电源侧，统一调度新能源富集区域储能或安装集中式储能，在新能源发电高峰时充电，缓解弃风弃光问题；同时作为备用电源，在新能源出力低谷时放电。例如的青海省海西州多能互补示范项目储能电站，通过虚拟同步控制、跟踪发电计划和支持二次调频等，平滑新能源输出，充分提高了储能资源利用率。

在电网侧，在大容量直流馈入、调峰调频困难和电压支撑能力不足等关键电网节点布局独立式共享储能，用以扩充线路容量，降低输电线路重载、过载现象，延缓线路改造升级。贵州中核紫云200MW/400MWh储能电站，作为贵州省首个大型独立共享储能，采用智能温控和监测技术、多重安全设计，有效增强配电网的稳定性和韧性。

在用户侧，通过集中调度工业园区或居民社区分散储能设施，利用电力市场的峰谷价差进行策略性充放电，提高用户侧电力自发自用水平，同时降低用电成本。在遭遇紧急断电情况时，大容量共享储能系统能够迅速转化为备用电源，为家庭及企业提供亟需的应急电力保障。今年3月底，江苏省南通首批聚合型分布式储能项目投运，以近似智能微电网的结构，实现了储能系统的高效运行和灵活调度。

独立式共享储能商业模式多元

独立式共享储能商业模式，根植于“共享经济”核心理念，其资产的所有者通过让渡使用权，向特定区域内的所有潜在用户开放并提供储能服务。该模式最大优势，在于其能够吸引大量市场参与者积极涌入，从而充分激发市场活力，推动传统商业运营模式的持续迭代与升级。在此基础上，多元化盈利渠道与投资模式得以应运而生。

收益渠道多元

容量共享收益。一是容量租赁收入。业主以租赁方式将储能容量灵活配置给有配储需求的电源、电网或终端用户，从而确保获得持续稳定的租赁回报。二是容量电价补偿。依托各地容量电价政策，独立式共享储能因向供电系统贡献额外容量而获得经济补偿，此部分收入用以回收固定投资成本。

市场交易收益。以独立主体身份，参与辅助服务市场，提供调峰调频服务，获得相应收益；在支持独立储能参与电力现货市场交易地区，采取低价蓄能充电、高价释放电能的策略，实现峰谷价差套利收益；未来参与碳交易市场，获取碳减排带来的额外收益。

投资运营模式广泛

自投资自运营模式。运营商以自有资金独资建设共享储能，并组建专业运维团队，全面负责设备日常运行与定期检修维护。此模式运营商对储能拥有完全所有权和使用权，独享由此产生的全部经济收益，但同时也要承担所有投资风险与运营风险。

融资租赁模式。第三方金融机构作为投资方，出资建设储能电站，并通过融资租赁合同的方式，将该电站的使用权让渡于储能运营商。运营商需遵循合约，定期缴纳租金，待租赁期满，即可获得电站的所有权。此模式有效减轻运营商初期的资本压力，降低投资壁垒，同时也为金融机构开辟了一条稳健的投资回报路径。但承租人（运营商）遭遇财务危机或支付意愿减弱时，可能触发信用风险事件，对出租方（金融机构）的资产安全构成威胁，造成经济损失。

混合所有委托运营模式。多方共同投资建设储能设施，所有权由公共和私营投资方混合持有，并委托专业团队运营维护。用户通过与运营商签订长期服务协议，以获得对储能设施的使用权。此模式有效分散单一投资者的风险暴露，通过多方参与实现风险共担与利益共享。但如果各方权责关系没有清晰界定，将直接阻碍储能设施后续运营，影响整体效能发挥。

独立式共享储能面临多重挑战

技术维度挑战

电池能量密度有限。当前储能技术面临的核心问题在于能量密度不足，即单位体积或重量下储能容量有限。此缺陷导致满足既定电能需求时，需增加储能设施的空间占用与资源消耗，不仅降低了系统整体效率，还显著推高了总成本。尤其值得注意的是，传统液态锂离子电池的能量密度已逼近其理论上限，约等于300Wh/kg，突破此瓶颈亟需新材料与新技术的创新与应用。

电池循环寿命有限。低能量密度往往伴随着循环寿命的制约。储能系统在经历多次充放电循环后，电池将面临寿命缩减、储能容量衰退的问题，直接威胁到储能系统的可靠运行与长期稳定性。研究表明，若独立式共享储能系统能实现10000至15000次循环寿命，并结合浅充浅放策略，可有效降低平均度电成本。独立式共享储能能否实现理想状态循环寿命，有待进一步探索。

运营维度挑战

多方协调的复杂性增强。共享储能系统需灵活应对多元化服务对象的电力需求及运行条件差异。此过程中，一旦出现微网间利益冲突、交易主体地位不对等、信息不对称问题，如何在集中控制与调度中确保交易确保交易的公正性、安全性，并保障响应的迅速性，成为共享储能面向多服务对象的一大挑战。

交易策略制定难度加大。在涉及多用户交易博弈的复杂市场环境中，运营商需基于能源价格波动、交易量变化等动态因素，深入研究并模拟区域内所有储能设施充放电策略，以期发掘最佳交易模式。在既定约束框架下，自身实现运行成本的最小化与收益最大化的双重目标，其难度不言而喻。

市场维度挑战

容量租赁市场不确定性。2023年各地政府发布的容量租赁指导价区间为150—337元/kWh·年，然而，实际通过招投标市场形成的的平均租赁价仅为126元/kWh·年。容量租赁收入作为独立式共享储能电站最主要的收入来源，其实际实现水平与预期目标还是存在显著差距。

辅助服务市场竞争加剧。共享储能提供的辅助服务面临替代性竞争压力。比如先进火电机组可以在低功率运行情况下，为电网提供深度调峰服务；比如随着电动汽车负荷聚合商的发展，利用车辆到电网（V2G）技术，使得闲置电动汽车能够作为分布式储能单元，参与到电网的调峰调频中。

发展独立式共享储能的展望

中国化学与物理电源行业协会发布了《2024年度中国共享储能发展白皮书》提出“到2030年，新增共享储能市场占比或将达到新增新型储能规模的85%，累计装机规模将占累计新型储能总规模的65%左右。”为了实现独立式共享储能的健康蓬勃发展，需要不断推动技术创新、运营模式革新、电力市场机制完善。

一是研发层面，需不断探索新型高性能电池材料，优化电池结构设计，强化电池高温稳定性改造，并应用前沿电池管理系统，以全面提升电池能量密度与循环寿命，进而降低储能全生命周期成本，增强储能系统的综合性能。

二是运营层面，应充分利用区块链技术，支撑大规模用户间的点对点交易，通过智能合约自动执行交易清分与结算，确保交易的公正透明；同时，基于混合博弈交易策略，最大化共享储能与综合能源微网的协同效益，确保合作收益在各成员间得到合理分配。

三是政策层面，需进一步完善辅助服务市场化交易机制，从而激发其不断探索新的商业模式，寻求新的利润增长点。