国网浙江省电力有限公司3月4日透露，到2023年，该公司将推动浙江建成电网侧大型（共享）储能40万千瓦以上,推进200兆瓦级独立储能试点示范。

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此前，浙江省发改委、浙江省能源局印发《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》提出，支持“微网+储能”“新能源+共享储能”等电源侧储能项目建设；鼓励新增的海上风电、集中式光伏电站综合新能源特性、系统消纳空间、调节性能和经济性等实际因素，建设或购买新型储能（服务）；鼓励集中式储能电站为新能源提供容量出租或购买服务；大力发展电网侧储能建设。

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据记者了解，除了浙江外，青海等地也明确提出了电网侧共享储能的发展目标。

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探路电网侧共享储能

当前，新能源并网比例的提高，正给电力系统带来新的安全挑战。新型储能作为安全保障电源，亟需向大规模、中长周期、容易调度的方向发展，这正是电网侧储能的优势所在。

电网业内人士告诉记者，电网侧共享储能是以电网为连接口，将电网侧、电源侧以及用户侧储能电站进行最优的排列组合，再交由电网进行统一协调管理，推动源、网、荷各侧储能价值的全部释放。

“目前，各地都在积极布局新型储能，但青海和浙江率先推动了电网侧共享储能的发展。”上述电网业内人士表示，“电网侧共享储能的落地，既有利于新能源的消纳并网，也有利于提高储能项目的收益率，在一定程度上缩短投资的回报周期。”

一位浙江新能源企业相关负责人告诉记者，正是由于当前建设新型储能成本较高，浙江才探索推动电网侧共享储能建设。“电网负责储能电站的建设运维、调度运行和参与市场，各个新能源场站购买配额、视同于自身配建，多方协作满足新能源大发展对储能的需求。”

成本分摊及盈利模式需理清

与其他储能模式一样，电网侧共享储能也面临着成本及盈利的问题。

一位储能行业分析师告诉记者，从一个方面看，电网侧共享储能的调用是为电网服务的，那么在经济关系上确实应该由电网付费。但从另一个方面看，由于不稳定的电源推高了调频成本，那么应由电源方面付费。另外，如果从谁受益的角度来考虑，电力用户是最终的受益者，又应该由用户付费。

“电网侧共享储能是同一区域内的用户共享了储能的服务，毫无疑问应是谁享用谁付费。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎认为。