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共享储能能够缩短投资回收周期、提高项目收益率、降低储能的建设成本，目前共享储能电站既可由单一的主体投资建设，也可由各方共同投资建设。2020年9月，我国提出2030年二氧化碳排放达到峰值，争取2060年前实现碳中和。在碳达峰、碳中和背景下，储能成为一个长期高确定、高增长的产业。随着“双碳”战略的提出，可
共享储能能够缩短投资回收周期、提高项目收益率、降低储能的建设成本，目前共享储能电站既可由单一的主体投资建设，也可由各方共同投资建设。 2020年9月，我国提出2030年二氧化碳排放达到峰值，争取2060年前实现碳中和。在碳达峰、碳中和背景下，储能成为一个长期高确定、高增长的产业。随着“双碳”战略的提出，可再生能源将得到大力发展。高比例可再生能源需要大量的储能，储能将迎来良好的发展机遇。储能技术种类较多，物理、化学储能技术都有各自优缺点。目前广泛应用的有抽水蓄能技术、压缩空气储能、超级电容器储能、电化学类等，其中电网侧储能应用以电化学储能为主流。 电网侧储能现状 在电源侧安装储能系统，可以与各类发电设备的出力进行互补，提升电源设备外特性的稳定可控水平，从而保障电力系统的安全稳定。在当前情况下，个别地区的电化学储能采用火电联合调频模式得到了比较好的收益，但尚未形成完备的商业模式和良好的利益共享机制。 市场空间方面，目前收益较高的联合火电调频受国家政策限制，发展空间有限。今后电源侧储能将更趋向于新能源消纳等应用方向，即“储能+新能源”模式。 技术特性方面，风电、光伏等有各自特色的出力特性，技术上“光伏+储能”的应用壁垒更低。光伏发电的出力以天数计算周期，相对稳定，储能设备的充放循环按日进行即可，而风电具有较明显的季节特性，如何高效、经济的配置储能系统成为一大挑战。 盈利模式方面， “储能+新能源”模式最主要的问题在于收益模式的模糊和利益分配机制不明确，储能成本的下降速度和应用场景的收益曲线也还没有达到良好契合。  电网侧储能应用场景 1.提升电网建设应用效能 一是提升现有输配电网经济性水平。当储能投资全寿命周期成本小于电网改造升级成本时，可通过新建储能设施应对负荷需求，降低电网输配能力升级成本，从而提高供电经济性水平。 二是为直流配电网提供电能质量保障。当前，电动汽车保有量快速增加，各类直流型清洁电源不断涌现，电力需求侧地直流特性越来显著。 电化学储能具有良好的功率调节能力，将为配电网提供电能质量调节、快速功率调节、事故备用等多种功能。 三是解决或缓解部分偏远地区的电力供应难题。目前，我国部分偏远山区、海岛等区域尚存在电力供应不足情况，通过在小区域内的微电网中安装配套的储能设施，可以比较经济、高效地为当地人民群众提供电力。 2.安全应对系统故障或异常运行 一是提高电力系统的应急处置能力。电化学储能拥有良好的有功及无功快速响应能力，在电网发生故障时，可以毫秒级速度响应应急处理，大大提高了电网安全可靠运行能力。 二是在发生事故时备用和黑启动。电网发生事故时，储能设施能够自动快速启动，保障电力用户的用电需求，同时缩短障检修过程中的停电时间，提升供电可靠性。 3. 降低电网损耗及削峰填谷 一是降低电网的电能输配损耗。当线路总输送电量，通过调节输配电网的输送功率曲线，在保障线路输送电量的同时，减小电网功率波动，降低线路及变压器等相关设施设备的损耗，提高电网运行经济性水平。 二是缓解调度在用电高峰期的调峰压力。储能电站通过共享储能等创新模式，实现大规模集中统一调度，可有效缓解国内部分地区峰度夏供电紧张、区域内调峰能力偏低等问题。 4.提高清洁能源的消纳能力 一是缓解清洁能源电力输出受限状况。风光、潮汐等清洁能源与储能联合部署运行，可显著平缓电源的出力波动，提高线路利用率及外送能力，降低项目建设的总体资金投入。 二是提升清洁能源电源聚集区的调峰能力。风光、潮汐等新能源受自身特性限制，出力会呈现较大的周期性起伏，利用储能设施能够及时存储高峰期电能并在低谷期释放，及时消纳大规模清洁能源，缓解电网的调峰压力。 5.参与调峰调频等电力辅助服务 电化学储能够以毫秒级的速度，快速响应电网需求，并可实时、精确控制充放电过程，同时以非常经济的成本实现容量调节，可与煤电、抽水蓄能等方式配合，有效提高大电网的调峰调频能力。
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