10月8日，國家能源局發布關于公開征求《電力輔助服務市場基本規則》意見的通知。《征求意見》指出獨立儲能、自備電廠、虛擬電廠等“發用一體”主體，在結算時段內按綜合上網（下網）電量參與發電側（用戶側）輔助服務費用分攤。今年7月，國家發改委、國家能源局及國家數字局聯合發布了《加快構建新型電力系統行動方案（2024—2027年）》，明確規劃及部署了一批共享儲能電站的建設。這一系列舉措是三年前國家發改委與國家能源局發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》積極探索共享儲能建設的延續，政策進一步鼓勵儲能作為獨立市場主體參與輔助服務市場。

在此背景下，獨立式共享儲能作為一種融合技術創新與商業模式創新的儲能解決方案，正逐步嶄露頭角。2023年9月，山東省出臺全國首個配建儲能轉獨立儲能政策文件，為獨立儲能發展提供了實踐路徑。截至目前，全國已有20多個省市能源主管部門陸續出臺共享儲能支撐政策，其中山東、河南、湖南、云南等省份已成功建設或并網一批示范性共享儲能項目。然而，共享儲能多點開花的同時，也面臨一系列技術、運維、市場維度等挑戰。

獨立式共享儲能應用場景廣泛

獨立式共享儲能的核心精髓，在于其作為“獨立”主體身份，主動融入電網監控與調度，積極參與電力市場競爭與合作，其“共享”理念的本質，是顛覆傳統儲能設施與發電機組之間單一、固定的服務模式，創新性地建立起“一對多”新型商業化服務架構。此模式依托于電網這一關鍵樞紐，有效促進電網側、電源側及用戶側分散儲能資源的全局性優化配置，實現“源-網-荷-儲”各環節全面聯動與高效協同。

在電源側，統一調度新能源富集區域儲能或安裝集中式儲能，在新能源發電高峰時充電，緩解棄風棄光問題；同時作為備用電源，在新能源出力低谷時放電。例如的青海省海西州多能互補示范項目儲能電站，通過虛擬同步控制、跟蹤發電計劃和支持二次調頻等，平滑新能源輸出，充分提高了儲能資源利用率。

在電網側，在大容量直流饋入、調峰調頻困難和電壓支撐能力不足等關鍵電網節點布局獨立式共享儲能，用以擴充線路容量，降低輸電線路重載、過載現象，延緩線路改造升級。貴州中核紫云200MW/400MWh儲能電站，作為貴州省首個大型獨立共享儲能，采用智能溫控和監測技術、多重安全設計，有效增強配電網的穩定性和韌性。

在用戶側，通過集中調度工業園區或居民社區分散儲能設施，利用電力市場的峰谷價差進行策略性充放電，提高用戶側電力自發自用水平，同時降低用電成本。在遭遇緊急斷電情況時，大容量共享儲能系統能夠迅速轉化為備用電源，為家庭及企業提供亟需的應急電力保障。今年3月底，江蘇省南通首批聚合型分布式儲能項目投運，以近似智能微電網的結構，實現了儲能系統的高效運行和靈活調度。

獨立式共享儲能商業模式多元

獨立式共享儲能商業模式，根植于“共享經濟”核心理念，其資產的所有者通過讓渡使用權，向特定區域內的所有潛在用戶開放并提供儲能服務。該模式最大優勢，在于其能夠吸引大量市場參與者積極涌入，從而充分激發市場活力，推動傳統商業運營模式的持續迭代與升級。在此基礎上，多元化盈利渠道與投資模式得以應運而生。

收益渠道多元

容量共享收益。一是容量租賃收入。業主以租賃方式將儲能容量靈活配置給有配儲需求的電源、電網或終端用戶，從而確保獲得持續穩定的租賃回報。二是容量電價補償。依托各地容量電價政策，獨立式共享儲能因向供電系統貢獻額外容量而獲得經濟補償，此部分收入用以回收固定投資成本。

市場交易收益。以獨立主體身份，參與輔助服務市場，提供調峰調頻服務，獲得相應收益；在支持獨立儲能參與電力現貨市場交易地區，采取低價蓄能充電、高價釋放電能的策略，實現峰谷價差套利收益；未來參與碳交易市場，獲取碳減排帶來的額外收益。

投資運營模式廣泛

自投資自運營模式。運營商以自有資金獨資建設共享儲能，并組建專業運維團隊，全面負責設備日常運行與定期檢修維護。此模式運營商對儲能擁有完全所有權和使用權，獨享由此產生的全部經濟收益，但同時也要承擔所有投資風險與運營風險。

融資租賃模式。第三方金融機構作為投資方，出資建設儲能電站，并通過融資租賃合同的方式，將該電站的使用權讓渡于儲能運營商。運營商需遵循合約，定期繳納租金，待租賃期滿，即可獲得電站的所有權。此模式有效減輕運營商初期的資本壓力，降低投資壁壘，同時也為金融機構開辟了一條穩健的投資回報路徑。但承租人（運營商）遭遇財務危機或支付意愿減弱時，可能觸發信用風險事件，對出租方（金融機構）的資產安全構成威脅，造成經濟損失。

混合所有委托運營模式。多方共同投資建設儲能設施，所有權由公共和私營投資方混合持有，并委托專業團隊運營維護。用戶通過與運營商簽訂長期服務協議，以獲得對儲能設施的使用權。此模式有效分散單一投資者的風險暴露，通過多方參與實現風險共擔與利益共享。但如果各方權責關系沒有清晰界定，將直接阻礙儲能設施后續運營，影響整體效能發揮。

獨立式共享儲能面臨多重挑戰

技術維度挑戰

電池能量密度有限。當前儲能技術面臨的核心問題在于能量密度不足，即單位體積或重量下儲能容量有限。此缺陷導致滿足既定電能需求時，需增加儲能設施的空間占用與資源消耗，不僅降低了系統整體效率，還顯著推高了總成本。尤其值得注意的是，傳統液態鋰離子電池的能量密度已逼近其理論上限，約等于300Wh/kg，突破此瓶頸亟需新材料與新技術的創新與應用。

電池循環壽命有限。低能量密度往往伴隨著循環壽命的制約。儲能系統在經歷多次充放電循環后，電池將面臨壽命縮減、儲能容量衰退的問題，直接威脅到儲能系統的可靠運行與長期穩定性。研究表明，若獨立式共享儲能系統能實現10000至15000次循環壽命，并結合淺充淺放策略，可有效降低平均度電成本。獨立式共享儲能能否實現理想狀態循環壽命，有待進一步探索。

運營維度挑戰

多方協調的復雜性增強。共享儲能系統需靈活應對多元化服務對象的電力需求及運行條件差異。此過程中，一旦出現微網間利益沖突、交易主體地位不對等、信息不對稱問題，如何在集中控制與調度中確保交易確保交易的公正性、安全性，并保障響應的迅速性，成為共享儲能面向多服務對象的一大挑戰。

交易策略制定難度加大。在涉及多用戶交易博弈的復雜市場環境中，運營商需基于能源價格波動、交易量變化等動態因素，深入研究并模擬區域內所有儲能設施充放電策略，以期發掘最佳交易模式。在既定約束框架下，自身實現運行成本的最小化與收益最大化的雙重目標，其難度不言而喻。

市場維度挑戰

容量租賃市場不確定性。2023年各地政府發布的容量租賃指導價區間為150—337元/kWh·年，然而，實際通過招投標市場形成的的平均租賃價僅為126元/kWh·年。容量租賃收入作為獨立式共享儲能電站最主要的收入來源，其實際實現水平與預期目標還是存在顯著差距。

輔助服務市場競爭加劇。共享儲能提供的輔助服務面臨替代性競爭壓力。比如先進火電機組可以在低功率運行情況下，為電網提供深度調峰服務；比如隨著電動汽車負荷聚合商的發展，利用車輛到電網（V2G）技術，使得閑置電動汽車能夠作為分布式儲能單元，參與到電網的調峰調頻中。

發展獨立式共享儲能的展望

中國化學與物理電源行業協會發布了《2024年度中國共享儲能發展白皮書》提出“到2030年，新增共享儲能市場占比或將達到新增新型儲能規模的85%，累計裝機規模將占累計新型儲能總規模的65%左右。”為了實現獨立式共享儲能的健康蓬勃發展，需要不斷推動技術創新、運營模式革新、電力市場機制完善。

一是研發層面，需不斷探索新型高性能電池材料，優化電池結構設計，強化電池高溫穩定性改造，并應用前沿電池管理系統，以全面提升電池能量密度與循環壽命，進而降低儲能全生命周期成本，增強儲能系統的綜合性能。

二是運營層面，應充分利用區塊鏈技術，支撐大規模用戶間的點對點交易，通過智能合約自動執行交易清分與結算，確保交易的公正透明；同時，基于混合博弈交易策略，最大化共享儲能與綜合能源微網的協同效益，確保合作收益在各成員間得到合理分配。

三是政策層面，需進一步完善輔助服務市場化交易機制，從而激發其不斷探索新的商業模式，尋求新的利潤增長點。