共享储能是由第三方建设的独立储能电站，以容量租赁的方式出租给需求方。共享储能提供了一种更加灵活的新型储能供应方式，容量租赁支付被认为是一种有效的商业模式。但笔者认为，新能源储能的盈利困境在于其高成本与各种市场定价机制的不匹配。随着储能效果评价更加注重实际运行效果，共享储能的效益将取决于终端用户的物有所值支付。没有成本的快速降低或者新的扶持政策的加持，很难真正实现闭环的商业模式。
共享储能的优势
“共享储能”是指由第三方投资建设的大型独立储能电站，将其全部或部分容量出租给新能源电站及其他需求方，以获取租金收益。随着新能源普及率的快速提高，电力系统的柔性资源越来越不足。为了使新能源具有更强的调控能力，我国各省(市)都把储能的配置和建设作为新能源并网或审批的前置条件。新能源强配储能的方式虽然催生了新能源储能的增长，但重并网、轻运行的发展模式带来了新能源投资增加、储能设备质量不高、实际运行效果不理想等问题，背离了新能源储能服务电力系统运行的初衷。
新能源自带储能在业内引起了广泛争议，新能源电站建设方对是否自建储能也持一定观望态度。在这种情况下，租赁第三方储能来满足并网需求就出现了，共享储能的模式也逐渐出现。理论上，共享能量存储具有以下优点：
首先是形成规模优势。对于中小型新能源电站来说，自建储能相对分散，而共享储能具有更好的规模优势，通过规模化采购和标准化建设，可以降低储能电站成本，提高储能工程质量。同时更容易纳入电力系统调度运行。共享储能的模式有利于独立储能的推广，更容易形成储能电站的标准化设计、建设、维护和运行，从而促进技术标准的统一。
二是灵活共赢的商业模式。目前，国家鼓励新能源企业建设或购买储能调峰能力以履行消纳责任，但各地配置比例和强制标准并不统一。选择容量租赁似乎是建设新能源电站更方便、更灵活的方式。共享储能还能有效解决部分新能源电站自建储能时机不匹配或自建成本高的问题。
三是减轻承租方的投资风险。共享储能类似于经营租赁或融资租赁的一种模式，为承租人提供了一种融资手段，降低了承租人的投资风险，规避了一定的技术和工程建设风险。
共享储能的基本商业逻辑是否顺畅？
长期以来，新能源储能成本差一直是阻碍行业发展的一大难题。共享储能似乎可以通过出租产能获取租金的方式有效解决收入来源问题。《新能源储能发展“十四五”规划实施方案》也提出：探索推广共享储能模式，鼓励新能源电站以自建、租赁或购买等方式配置储能，充分发挥一站储能的共享作用。各省也涌现出一批共享储能项目进行备案，持续推动储能建设热潮。
但仔细推演共享储能的商业模式，相比自建储能，一是引入第三方投资，实现承租人更灵活的容量来源；二是部分地区共享储能暂时获得容量租赁，参与电力市场收益叠加。但是除了投资和收益流的区别，仅仅是共享储能项目本身并不能解决目前储能的市场收益无法覆盖其成本的问题，共享储能模式也没有实现商业模式的闭环。
1.承租人如何付款？
租户共享储能容量，付费的依据仍然是储能的真实价值，或者储能的综合效益。只有当租赁储能容量的综合效益大于租金时，承租人才会选择共享储能，从而回到储能商业模式的原点。承租方评估储能的综合效益可能有两种方式。一是承租人必须通过获取储能容量实现新能源电站并网的，可采用成本法计算综合效益；第二，承租人不要求强制性配置储能。而是当承租人通过出租共享储能容量(如虚拟电厂运营商)获利时，可以用收益法计算综合效益。
对于前者，采用成本法时，承租人会比较自建成本和共享储能的租赁费。只有第三方在设备采购和工程建设上有较强的成本控制能力，使得共享储能电站的成本明显低于承租方自建储能的成本。同时在同类型的共享储能投资企业竞争中具有一定优势，而具备这种能力的企业主要有电池厂商和储能集成商，一般的投资平台公司不具备这种优势。
对于后者，采用收益法时，新能源储能将以其可用容量参与调频调峰辅助服务，或通过现货市场交易获得收益。一些省份(如山东、河南)引入了容量补偿机制，使新储能获得一定的容量补偿收益。但根据笔者前文的分析，由于容量补偿标准和辅助服务费标准过低，且现货市场面临充放电差价和峰谷时段不确定性带来的较大盈利风险，整体来看，新能源储能参与各类市场的综合收益无法覆盖其成本。这也从根本上导致新能源储能无论是自建还是共享，都失去了作为独立核算单位的地位，导致投资意愿下降。
综上所述，共享储能虽然为承租方提供了一定的灵活性，但承租方仍然可以按照其价值支付租赁费用，这种模式无法放大储能的市场收益，因此从根本上难以解决储能的商业模式问题。现实中也是如此。据相关报道，由于缺乏定价机制，没有可供参考的指导价格，出租方和承租方对共享储能容量价值的衡量存在一定差异，导致共享储能实际出租率较低。
2.由共享能量存储引起的其他问题
此外，共享能源存储类似于合同能源管理，这可能会使商业模式更加复杂：
首先，对项目的综合效益提出了更高的要求。共享储能项目需要有超额收益(可以是相对自建的成本节约，也可以是通过市场赚来的真金白银)，出租方和承租方可以分享超额收益，使商业模式可持续。
其次，共享储能模式可能带来很多中间风险，首先是租费风险。出租率不足或不连续出租会急剧增加共享储能投资者的风险；同时，出租人和承租人在业务关系中可能会出现更多的纠纷，比如承租人支付能力和支付意愿导致的信用风险，以及资产管理接口不清晰导致的安全风险。
3.操作中的连接比较复杂
新能源站自建储能与主站一体化。储能可以提高新能源站的一次调频能力、二次调频能力、功率预测能力和电压调节能力，可以与新能源站联合运行，满足日益严格的“两规”要求。但由于共享储能租赁容量物理分离，在快速调控能力上难以实现协同，其效果必然低于自建储能。
产能租赁成本和营业收入的叠加能否持续？
发展新能源储能的目的是在运行过程中发挥调节作用，提高新能源消纳能力，同时为电力系统提供容量支持和应急备用。按照运营效果付费是极其重要的。但在现有的新能源储能方式中，将新的储能配置作为并网的门槛，并未形成对其运行效果的监督和考核，使得储能配置运行效果不足，造成资源浪费。
目前新能源强配储能带来的并网容量和运营效果的分离，使得共享储能在很多地方实现了利益的叠加。一方面，通过容量租赁满足新能源电站储能配置的并网阈值；另一方面，共享储能仍保留参与辅助服务市场或现货市场的收益，实现“一鱼多吃”。但这显然扭曲了发展新能源储能的初衷，因为之所以允许新能源配置一定比例的储能获得并网资格，是因为配置的新能源储能在运营过程中可以增加相应新能源电站的消纳能力，建设与运营不能割裂。
随着对储能有效利用率低问题的重视，并网容量与运行效果分离的局面将逐渐扭转。2022年5月，国家发改委、能源局发布《关于进一步推进新能源储能参与电力市场和调度运行的通知》，对新能源储能的调度运行提出了更高要求，提出在新版《并网电力运行管理规定》和《辅助电力服务管理办法》的基础上， 各地要抓紧修订完善适应储能参与的并网运行和辅助服务管理实施细则，促进储能在调峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用。 储能项目应完善站内技术支持系统，向电网企业上传实时充放电电量、荷电状态等运行信息，参与电力市场和调度运行的项目也应具备接受调度指令的能力。
储能运营机制完善后，随着新能源电站并网运营要求的提高，新能源租赁共享储能的支付将包含其运营效果，服务于并网新能源的单纯容量租赁最终将超越服务于承租方的整体运营。这种模式可以与电网企业的抽水蓄能容量租赁模式相比较。
基于此推论，收入叠加(不仅包括承租方的运力租赁费，还包括辅助服务或现货市场的运营收入)的模式难以为继。最近一些省份出台的一些文件逐渐浮出水面。例如，最近发布的《甘肃省电力辅助服务市场化运营暂行规则(征求意见稿)》规定：“与新能源企业签订租赁容量后，其储能设施剩余容量可以在与租赁容量独立运营的条件下参与调峰容量市场交易。”只有租赁运力以外的剩余运力才能参与市场获取利润，租赁运力要服务于承租人的经营需要。
总的来说：
共享储能实现了投资模式的创新，为市场提供了更加灵活的储能供应，但仍未有效解决新的储能盈利模式问题。根本原因在于它只依赖于储能的市场属性，其过高的成本在目前的电力市场环境下是无法收回的。同时，单纯从调峰、调频、输电单一功能出发，储能将被火电深度调节、可控负荷、电动汽车等更廉价的调节资源所取代。新能源储能如果完全依靠市场竞争实现准入，还是要依靠新能源储能成本的大幅降低和技术水平的不断提升。
另一方面，新电力系统建设对储能的需求更加迫切，为储能产业发展创造良好的政策环境更加重要。合理认识储能在新电力系统中的功能定位和价值，推动制定合理的配套政策和价格机制，推动实施电网侧替代储能容量电价等细则，建立能够体现新能源储能价值和经济属性的成本分流机制，是现阶段新能源储能走向成熟和扩大的必要条件！
