从“强制配储”到“盈利驱动” 我国共享储能电站行业将开启商业化新纪元

前言：

当前，我国储能产业正经历一场深刻的范式转变：行业发展动力正从“政策强制配储”转向“市场化盈利驱动”。早期为保障新能源消纳而推行的强制配储政策，虽成效显著，却也暴露出项目利用率低、经济性差等结构性困境。在此背景下，共享储能电站作为一种创新的业态应运而生，它通过第三方投资、集中建设、开放共享的模式，有效破解了分散式储能的痛点，显著提升了资源利用效率和经济效益。

在明确的政策支持与强劲的市场需求双重驱动下，共享储能电站正步入高速发展通道。国家与地方层面密集出台的补贴、容量租赁与优先调度等政策，为行业营造了优良的发展环境；而风电、光伏大规模并网所带来的刚性调峰调频需求，则为行业提供了广阔的市场空间。展望未来，共享储能电站将朝着规模化、集群化的方向演进，并通过“容量租赁+电力市场+辅助服务”等多元化收益模式实现精细化运营。同时，技术路线的多元探索以及与综合能源服务的深度融合，将进一步推动行业迈向高质量、可持续发展新阶段。

1、储能将从强制配储进入盈利驱动阶段

根据观研报告网发布的《中国共享储能电站行业发展现状研究与投资前景预测报告（2025-2032年）》显示，作为推动新能源消纳与电网稳定的关键举措，强制性储能配套政策经历了从局部探索到全面推广的演进过程。该政策的发展脉络始于“十三五”末期。为应对风电、光伏装机激增带来的弃风弃光问题，新疆、山东等新能源富集省份率先出台政策，引导或要求新建新能源项目配套建设储能设施。进入“十四五”时期，这一做法被提升为国家层面的普遍性要求，从早期的鼓励性措施全面转向为硬性准入条件——储能配置成为新能源项目得以并网的前置许可。

而此项政策的初衷，是希望通过“新能源+储能”的模式，在源侧平滑电力输出、减少波动，以提升电网的消纳能力与安全稳定性，其核心商业模式依赖于减少“弃电损失”，即储存原本无法上网的电量，在需求高峰时释放，以此创造经济价值。

然而，该模式在实践中面临严峻的经济性挑战。在众多峰谷电价差较小的地区，仅靠避免弃电所带来的收益，远不足以覆盖储能设备高昂的投资与运营成本。这直接导致了大量配套储能设施陷入“建而不用”或“低效运行”的尴尬局面。数据显示，2024年上半年新能源配储的平均利用率低至31%，显著落后于其他应用场景。这一现象深刻揭示了当前强制配储模式所面临的“高投入、低利用、难盈利”的结构性困境。因此，136号文（即《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》）取消新能源项目的强制配储要求。并且，在第九条“强化政策协同”中指出“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。

数据来源：观研天下整理

2、共享储能电站能显著提升储能资源的利用效率和经济效益，运营商业模式趋向多元化

2019年4月，鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程储能电站进行了共享储能交易试运营，市场化模式打破了单个电站独享模式，为“共享储能”提供了解决方案。

共享储能是一种新型的储能电站建设和运营模式。它借鉴了“共享经济”的理念，由第三方资本投资、建设并运营一个大型独立储能电站，并像“共享充电宝”或“云仓库”一样，将其储能容量和电力服务有偿、开放地租赁给多个不同类型的用户。

共享储能电站的核心逻辑，在于改变风电场、光伏电站等新能源场站“自建自用”的分散式储能模式，通过集中化、专业化的方式，实现储能资源的集约化建设、统一调度和共享使用，从而显著提升储能资源的利用效率和经济效益。相比于传统储能电站，共享储能电站的核心属性在于“共享”、“共赢”。储能电站不仅仅为单一的发电或用电方提供服务，而是向多个用户开放储能设施。

共享储能电站与传统储能电站的区别

资料来源：观研天下整理

储能的应用场景更加多元化。储能设施的使用权和收益权被划分为多个份额，不同用户可以根据需求和能力购买相应份额，通过精细的调度管理和灵活的交易机制，实现各方的共赢。共享储能电站在电力系统的“源-网-荷”多个方面具有应用场景。

共享储能电站的应用场景

资料来源：观研天下整理

纵观全国已推行的共享储能电站运营商业模式，主要分四大类：

共享储能电站已运营的商业模式

资料来源：观研天下整理

3、国家与地方层面明确支持，我国共享储能电站行业政策环境良好

近年来，国家发改委、能源局多次发文鼓励建设共享储能电站，同时各地政府（尤其是山东、山西、宁夏、湖南等）出台了详细的补贴、容量租赁补偿、优先调用等支持政策。例如，山东作为储能大省，其政策体系较为完善和成熟，旨在通过容量补偿、容量租赁、电能量交易和辅助服务等多种渠道共同保障独立储能项目的收益。特别值得注意的是，其示范项目能获得双倍的容量补偿，并且独立储能电站向电网送电的相应充电电量，不承担输配电价和政府性基金及附加，这显著降低了运营成本。

而宁夏率先公布了未来几年具体的容量电价标准，例如从2026年1月起将电网侧新型储能容量电价提升至165元/千瓦·年。这种明确的价格信号为项目投资提供了稳定的收益预期。同时，其政策通过计算规则[如“有效容量=（满功率放电时长/6）×额定功率”]激励开发商投资建设时长超过6小时的长时储能系统，以解决更长时间的能源调节问题。

山东、山西、宁夏、湖南四省在共享储能电站领域的关键支持政策

资料来源：观研天下整理

4、新能源大规模并网的刚性需求，驱动共享储能电站行业高速发展

此外，随着国内以风电、光伏为主的新能源装机量持续高速增长，其间歇性、波动性对电网安全稳定运行构成巨大挑战。而共享储能电站可以集中为电网提供调峰、调频、备用、黑启动等关键服务，是构建新型电力系统的关键基础设施。因此，新能源大规模并网，催生大量共享储能电站市场刚性需求。

数据来源：观研天下整理

数据来源：国家能源局

5、我国共享储能电站行业将呈现技术路线多元化探索、收益模式多元化与精细化等发展趋势

展望未来，共享储能电站将朝着规模化、集群化方向快速发展，单个项目容量预计将从百兆瓦级逐步迈向吉瓦级，并在区域内形成集约化运行的储能集群，依托统一平台实现协同调度，增强电网调节能力。在收益模式上，随着电力市场机制的不断完善，运营策略将更趋多元与精细，通过“电能量+辅助服务+容量租赁”等组合方式提升经济性，并借助AI智能交易系统优化决策，增强核心竞争力。技术路线也呈现多元化趋势，除主流锂电外，液流电池、压缩空气、熔盐储热等长时储能技术将在特定场景中形成互补布局。

与此同时，数字化与智能化技术将深度融合于储能系统的状态监测、智能运维与市场预测中，全面提升运营效率与安全水平。最终，共享储能将进一步与光伏、风电、绿氢、充电设施等场景深度融合，构建形成一体化、多能协同的综合能源解决方案。（WYD）