当前，构建“新能源+储能”的应用模式，已经成为解决新能源消纳问题的重要手段之一，从国家到地方，陆续出台多个鼓励政策，优先支持配置储能的新能源发电项目并网。据中关村储能产业技术联盟的统计数据，2021年上半年，国内新增新型储能项目（包含前期、在建、投运项目）累计达257个，总规模11.8GW。而这些项目中，新能源带动的储能项目装机规模占比超过50%。

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然而，在实际运行中，新能源场站内配置储能的模式，在现行市场规则中的盈利性“弊端”逐步凸显，随之，“共享储能”等新的商业模式不断涌现，推动行业和产业的相互促进与发展。

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新能源配储能

商业模式的演进路线

2021年8月，国家发改委、国家能源局先后出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》等文件，确定了储能独立市场主体地位，明确了源、网、荷三侧多元化发展储能的思路，指出了健全新型储能价格机制、鼓励探索建设共享储能的市场机制改革方向，并指明租赁储能容量可视作可再生能源储能配额。青海、新疆、河南、河北、湖南、湖北等20余省市陆续出台新能源配套储能政策，储能项目规划不断涌现。

截至目前，据不完全统计，全国已有十余省市正式对外公布了储能发展规划，规划的新型储能总装机规模已超过30GW（部分省（市）规模如表1所示）。

事实上，在储能服务于新能源发展的早期，“新能源+储能”应用较常规的做法，是在新能源场站内建设储能电站，储能与新能源场站统一接受电网调度。但实际运行中，这一模式的“弊端”逐渐显现。

一方面，配建的储能电站只能为单个新能源电站提供服务，利用率低；且在出台“新能源储能配额制”的区域，新能源场站需按固定比例配置储能，无形中增加了发电企业负担。另一方面，服务于单个新能源场站的储能设施，往往资源分散，管理难度大且运营成本高；同时，分散场站的储能难以实现统一调度与结算，无法参与多种电网侧辅助服务，商业模式很难拓展。

为避免以上问题，便于电网统一调度、管理，目前越来越多的区域开始尝试以共享储能电站的模式，为新能源的发展提供支撑。

共享储能的发展阶段与衍化进程

共享储能电站是指在新的接入点，例如新能源场站汇流站建设，并作为独立节点接入输电线路，通过储能电站关口表计单独计量，接受电网统一调度的储能电站（图1所示）。