“共享储能”的概念最早是 2018 年青海省提出，是指由第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，除了满足自身电站需求外，也为其它新能源电站提供服务；即共享储能是以电网为纽带、为多个新能源电站同时提供储能服务的新模式，打破了原有的 1 家储能站与 1 家发电站传统对应关系，转向了 1 家储能站对应多家新能源发电站的“1 对 N”的关系。

共享储能可提高电网和储能资源利用

共享储能的模式将分散的电源侧、电网侧、用户侧储能资源进行整合，并交由电网进行统一协调，把整个储能的资源释放给整个电力系统，为电网进行调频调峰、平衡输出、缓解电力波动。共享储能通过双边协商、双边竞价及单边调用等模式参与电力交易，降低了新能源电站的弃电量，并参与电力辅助服务市场，提高了储能资源利用率和电网系统的调节能力和稳定性，也促进了储能形成独立的辅助服务提供商身份。

政策大力支持共享储能发展

近年来，从国家到地方均出台了一系列政策支持共享储能模式的探索发展，鼓励共享储能模式的推广。其中，国家发改委和能源局在2021年7月发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》和2022年3月发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》较为明确提出了探索建设、推广共享储能模式。

在补偿考核方面给予共享储能新能源发电项目优先考虑，鼓励共享储能模式的推广。目前共享储能模式的主要盈利方式有调峰服务补偿、峰谷价差套利（参与电力现货市场交易）、容量租赁、容量补偿等。我们以100MW/200MWh 山东储能电站为例，预计可实现累计收益为 4831 万元/年（租赁电量 50%）。共享储能模式有望成为当前独立储能电站盈利的可行方案。

钒电池在共享储能装机逐步起量

2小时储能中钒电池仍是锂电池的配角，部分2小时储能的项目已配备10%的钒电池。4小时及以上储能时长的部分项目钒电池已成为主角。中宁县200MW/800MWh 共享储能项目使用了50%的钒电池，襄阳高新区100MW/500MWh 全液流电池储能电站、甘肃张掖市250MW/1000MWh 共享储能项目则全部采用钒电池。

截至 2022 年上半年，进入在建阶段的以共享储能模式建设的独立储能电站中使用全钒液流电池系统的规模已经达到 302MW/1104MWh (未统计山西古交市、朔州市等未披露具体钒电池规模的项目)，占 2022 年上半年在建独立储能电站 (7.6GW) 的4%。

目前钒电池占比较低的主要原因为4小时及以上储能需求短期仍未扩大，多数地区在建及已建储能系统主要仍按照2小时储能时长进行配置。国家发改委、能源局于2021年8月11日发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，其中要求“超过电网企业保障性并网以外的新增可再生能源发电项目需配建4小时以上的调峰能力”。部分地区已经开始提出4小时储能时长的要求。

根据光大证券预计未来在新能源装机占比较高的地区以及后续新能源大基地的主要建设地区，包括新疆、内蒙、西藏、青海等地将有越来越多的4小时储能电站开始规划建设，到2025年，钒电池市场空间约达2-4GW。