1. “共享储能”商业模式概览
1.1“共享储能”诞生的背景
随着“3060 双碳”目标在电力行业的全面贯彻落实，我国新能源装机量迎来爆发式增长。据国家能源局统计，截止 2023 年一季度，全国可再生能源装机量共计 12.58 亿千瓦，其中风电装机总量 3.76 亿千瓦，光伏发电装机总量 4.25亿千瓦。仅 2023 年一季度，可再生能源新增装机 4740 万千瓦，同比增长86.5%，可再生能源发电量达到 5947 亿千瓦时，同比增长 11.4%。以新能源为主体的新型电力系统建设正在稳步推进，可再生能源即将成为新型能源体系的重要支撑。
与此同时，可再生能源因其随机性、间歇性、波动性，其快速发展使得电网在新能源消纳、调峰与调频方面的压力日益凸显，给电网的安全稳定运行带来了巨大挑战。在这样的行业背景下，储能被视为解决新能源问题的重要手段。经电规总院测算，“十四五”中后期电网侧新型储能需求约 2500 万千瓦。储能技术规模化、产业化主要起步于“十三五”期间，在此阶段“新能源配储”一度被认为是储能项目的主流模式与内在驱动力。然而随着产业实践的推进，新能源配储在实用性、经济性方面的局限性逐渐显现，储能行业的发展遭遇瓶颈。
为解决这一问题，“共享储能”这一新型商业模式应运而生，其凭借更灵活的资源配置、更高效的运行效果、更优秀的经济效益，有望解决传统新能源配储的诸多难点，为储能产业的发展注入新的动力。
1.2 传统储能项目商业模式困境
在“共享储能”被提出之前，我国储能项目以发电侧的新能源配储以及用户侧的工商业储能为主。
新能源配储方面，当前已有超过 20 个省份出台了有关新能源场站强制配储的政策，配储比例多为场站容量的 10%~20%1，其中一些省份配套优先调用条件鼓励配储，更有甚者直接将配储作为场站并网或核准的前置条件。这一系列强制配储的政策一度成为储能市场蓬勃发展的重要驱动力，也是各大机构评估储能市场总量的重要依据。然而，随着首批并网的新能源配储项目运营几年下来，行业发现这一模式并没有像设想那样在新能源消纳方面起到应有的作用，这一模式的弊端也逐渐显现。首先是新能源配储极低的利用率，据中电联 2022年统计，电化学储能项目实际平均等效利用系数仅 12.2%。其中，新能源配储能利用系数仅为 6.1%，运行策略最多仅做到弃电期间一天内一充一放，整体调用情况较差。其次，新能源配储投资、建设、运维通常由发电企业独自承担，会给发电企业带来的巨大经济成本，据中国能源报统计显示，光伏电站配建装机量 20%、时长 2 小时的储能项目，初始投资增加 8%—10%；风电场站配建相同规格的储能项目，初始投资成本将增加 15%—20%，内部收益率降低 0.5%—2%不等。这意味着新能源配储从一个协助场站消纳弃风弃光、增加发电收益的改进措施，变成了单纯的额外成本，不仅没能帮助项目提振收益，额外投资更使得项目经济性进一步恶化，成为了发电企业的经济负担。部分地区的新能源配储在执行过程中更是“变了味”，“一刀切”的百分比配储形式大于实用，本质上沦为了项目“路条”和并网程序中的“*规则潜**”。由于新能源配储的投资完全由发电场站自身承担，其极低的利用率结合场站自身的投资回报压力，使得大部分场站选择最低价格而不是最优质量的储能产品，导致新能源配储这一领域被大量低端甚至已经被淘汰的储能技术占领，劣币驱逐良币，长久来看不利于储能技术的发展。当前，越来越多的从业者意识到新能源配储这一模式并不能体现储能的价值，而且对储能产业的发展有着消极作用，叫停新能源强制配储的呼声也开始出现。
工商业储能方面，随着电价机制改革的不断推进，储能项目已在峰谷价差更大的经济发达地区实现了较好的经济性。据行业统计显示，在峰谷价差超过 0.7元/kWh 的情况下，用户侧储能可实现盈利。根据 CNESA 统计，仅 2023 年 3月，我国已有 18 个省份和地区最大峰谷价差超过了 0.7 元/kWh，（广东、海南、湖北、浙江、吉林、山东、四川、重庆、辽宁、湖南、江苏、河南、安徽、蒙东、广西、黑龙江、天津、江西）随着迎峰度夏以及后续供暖季节的到来，这一数字有望继续增长，工商业乃至整个用户侧储能的市场有望进一步增长。然而工商业储能在执行过程中也暴露出诸多问题。首先，大部分工商业储能服务于工商业园区，项目建设、运维过程中需要与地方电网、园区管理、已有的新能源发电设施以及园区用户频繁的沟通与协调，这一过程涉及到各方的利益权衡，对于大型园区来说极其耗时耗力。其次，初期的工商业储能不具备独立的市场地位，通常依附于园区业主与电网开展交易，这使得储能运营方在交易过程中处于弱势地位，存在应收账款回款问题，项目现金流压力大。最后，工商业储能多采用合同能源管理的模式，存在融资难、重资产、风险收益不共担等问题，这些都严重限制了工商业储能的发展空间。
1.3共享储能的定义与优势
“共享储能”是一种新型的电网侧储能商业模式，通常指布局在电网关键节点，服务于区域内所有电力市场参与方的独立储能电站。其背后有两个关键属性，“共享”与“独立”。“共享”是指储能电站不局限于服务单一的发电/用电方，而是将储能设施开放给多个用户使用。储能设施的使用权和收益权被分割为多份，不同用户可以根据自己的需求和能力购买相应的份额，通过精细的调度管理和灵活的交易机制，各取所需，实现多方共赢；“独立”是指储能场站由独立第三方投资、建设、运营，并以独立身份参与电力市场交易。国家发改委、能源局在《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》中对独立储能的定义为“具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目”。
相比于传统的服务于单一主体的储能模式，“共享储能”有着诸多优势。首先，“共享”这一属性极大地提升储能设施利用率。储能场站在同一时间段内可服务于多个电力市场主体，在很大程度上避免了设施的闲置浪费，在提高项目收益水平的同时，也能够为用户提供更具有价值的电力市场服务。对于新能源场站而言，可通过简单的容量租赁模式实现新能源配储，而无需在昂贵的储能设施建设方面进行过多投入；其次，“独立”属性使得储能设施不再与单一主体、单一目的绑定，使其在参与新能消纳之余，还可以提供调峰、调频等电网辅助服务。储能场站可以采用更加精细、复杂的运营策略，进一步拓宽了营收渠道，丰富了储能的价值。“独立”还意味着储能场站可以以独立的身份参与到电力市场交易当中，独立自主地与电网以及其他客户交易、结算，而无需依附于第三方主体，可极大简化交易流程，降低结算风险与现金流压力；除此之外，共享储能还具备灵活性的优势，可以根据需要进行灵活的容量扩充或缩减，以满足不同场景下的需求，可以更加适应复杂多变的电力市场环境；共享储能也将分散在电网各处的零散储能资源化零为整，极大降低了电网的调度压力。
2. “共享储能”产业政策
2.1国家层面政策
“共享储能”这一概念最早于 2018 年由国网青海省电力公司提出，并在 2019年颁布的《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》中明确规定共享储能可作为独立主体参与市场交易，成为我国首个允许共享储能进行市场化交易的区域电力市场。2021 年 7 月，国家发改委、国家能源局在联合印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中指出“明确新型储能独立市场主体地位，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场，鼓励探索建设共享储能。”这是共享储能这一概念首次出现在国家层面的政策当中，明确要求加快推动共享储能参与市场以及加快建设各类市场配套机制，为共享储能的发展注入了强劲动力。截止 2022 年底，已有山东、湖南、青海、辽宁、安徽、河南、浙江、山西、云南、广西、内蒙古、宁夏、甘肃、河北、*疆新**等超过十五个省份与地区出台了有关共享储能的政策（详见表 1），共享储能模式在全国得到广泛推广。各地区共享储能政策规定的市场规则以及覆盖的服务类型在底层逻辑上相似，但是政策细节与执行方式差异较大，本文根据后续项目案例测算需要，仅对山东、湖南两地的共享储能政策进行深入分析。
2.2山东政策分析
2021 年 4 月 8 日，山东发改委、能源局、能监办印发《关于开展储能示范应用的实施意见》通知，提出“促进新型储能技术研发和创新应用，建立健全相关标准体系，培育具有市场竞争力的商业模式”及“首批示范项目规模 50 万千瓦左右”的任务目标，并确定“支持各类市场主体投资建设运营共享储能设施，鼓励风电、光伏发电项目优先租赁共享储能设施，租赁容量视同其配建储能容量”的主要任务。政策规定共享储能项目功率不低于 50MW，充放电时长不低于 2 小时，可参与辅助服务与容量租赁市场。在随后出台的《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》中进一步规定，“独立储能可参与电力现货市场，作为独立市场主体参与市场交易，充电时为市场用户，放电时为发电企业”对共享储能的市场地位进行了详细的定义。同时政策也确认参与现货市场的储能项目可获得容量补偿，可在全省范围内租赁使用，获得容量租赁收益，进一步增厚了共享储能的项目收益。借此，山东成为我国首个出台省级电力现货市场储能支持政策的省份。为鼓励共享储能发展，上述文件及其他文件还提出了如下有利于共享储能的实施细则：
⚫参与电力现货市场获得容量补偿的储能项目，按独立储能月度可用容量的2 倍核算补偿费用；
⚫容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时 0.0991 元（含税）；
⚫风电、光伏租赁储能示范项目的，按储能容量比例由高到低排序，排名靠前的优先并网、消纳；
⚫ 储能项目参与辅助服务，相关收益费用由发电主体与电力用户分摊；
⚫示范项目在火电机组调峰运行至 50%以下时优先调用，补偿标准 200 元/MWh;
⚫示范项目参与电网调峰时，充电每 1 小时给予 1.6 小时的调峰奖励优先发电量计划；
⚫ 储能联合火电调频时，Kpd≥3.2 每月奖励 20 万千瓦时/MW 的调频奖励优先发电量计划，Kpd每提高 0.1 增加 5 万千瓦时/MW 调频奖励优先发电量计划；
⚫示范项目调峰调频优先发电量计划按月度兑现，可参与发电权交易。一系列政策的推出，首先给予了共享储能项目独立的市场地位，为共享储能参与市场化运行奠定了基础。同时，政策将传统储能单一的营收方式拓宽至电力现货交易、容量租赁、辅助服务等多营收来源，提升了共享储能的收益率，使得运营模式更加灵活，进一步挖掘了储能对于电力系统的服务价值。
2.3湖南政策分析
湖南省储能的共享模式起步于 2020 年。最初由于电网巨大的调峰与新能源消纳压力，省网也试图通过新能源场站强制配储来解决相应问题，虽然该政策得到了大量新能源企业的响应，但是由于巨大的投资成本与较差的经济性，鲜有企业落实配储建设。2020 年底，由国网湖南综合能源牵头，提出了新能源配储租赁的模式，即由储能设备商向国网综合能源出租储能设备，国网综合能源负责建设储能场站，再向新能源场站出租使用权已达到配储目的。该商业模式在某种程度上也实现了储能资源共享的目的，且投资成本与风险被分散到了储能设备商、国网综能、新能源场站三方，成为了湖南省共享储能的雏形。
2021 年 10 月 13 日，湖南省发改委印发了《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》，提出“以发展电网侧储能为重点，力争到 2023 年，建成电化学储能电站 150 万千瓦/300 万千瓦时以上，以建设大规模集中式共享储能为主”的发展目标与任务。政策明确了储能的独立市场主体地位，并要求研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务市场的机制与标准，为开启湖南储能商业化运营奠定了基础。随后，湖南省政府在《〈关于支持先进储能材料产业做大做强的实施意见〉实施细则》、《关于做好新型储能与新能源项目容量配置工作的通知》、《湖南省新型储能容量市场化交易试点方案》等一系列文件中针对独立储能出台了一系列优惠政策，整理归纳如下：
⚫于 2022 年 12 月底前，2023 年 6 月底前全容量并网运行的新型储能试点项目分别按其装机容量的 1.5 倍、1.3 倍计算所配新能源容量；
⚫并网容量不小于 5MW/10MWh 的独立储能站可深度参与深度调峰交易，获得调峰辅助服务收入。且以充电量计量报价，忽略储能站充放电转换效率的影响；
⚫ 提供功率大于 30MW 调峰服务报价，时长小于 1 小时最高报价 550 元/MWh，长于 1 小时最高报价 600 元/MWh；
⚫ 储能电站具备提供旋转备用技术条件后，方可作为卖方参与交易；
⚫ 储能电站上网电量减免辅助服务费用分摊；
⚫先进储能材料企业利用储能电站降低成本的，按储能电站的实际放电量给予储能运营主体 0.3 元/千瓦时奖励，年度奖励额度不超过 300 万元。值得一提的是，湖南容量市场是全国首个允许储能进入的容量交易试点方案，积极探索了储能容量平台化、公允化交易的可行性。
3. “共享储能”项目案例分析
3.1“共享储能”商业模式
共享储能的主要商业模式在前文已有所论述，本段以表格的方式进行归纳整理。当前行业的普遍观点是：共享储能应采用以容量电价收入托底，容量租赁与调峰辅助服务为主，调频辅助服务、峰谷套利等其他营收为辅，多渠道营收的商业模式。
3.2青海某 32MW/64MWh 共享储能
青海省为我国首个针对“共享储能”出台政策并尝试推广该商业模式的区域电网，首批共享储能示范项目于2019 年在海西区并网运行2，对区域新能源消纳、电力电量平衡起到了一定的积极用。然而，示范项目的成功落地并没有使得共享储能在青海地区得到广泛推广，其根本原因在于市场化机制的缺失导致的项目经济性低下问题，以及成本疏导所带来的的利益分配问题。本小节选择其中一个具有代表性的项目进行案例分析，并重点阐述项目中暴露的问题及经验教训。
青海地区有着丰富的可再生资源，光资源规模为 10 亿 kW，风资源规模为 7500万 kW3，为清洁能源示范省，同时弃风弃光问题严重。首批共享储能示范项目落地时，青海省新能源装机累计规模 1200 万 KW4，全省弃光弃风率 5%以上5，理论上对共享储能这样的优质调峰资源有着迫切的需求。
本节所分析的某 32MW/64MWh 共享储能电站为我国首个投运的商业化运行独立储能电站，项目总投资 1.2 亿元，采用磷酸铁锂电池，除储能单元本体外还配套建设 PCS 仓、变压器、消费设施及接入线路等。项目利用海西区某变电站旧址以户内仓储方式建设，除了利用已有设施降低建设成本之外，还锁定了新能源场站集中、消纳问题严重的电网关键节点，同时该变电站周围的新能源场站电价水平较高，为后续进行调峰服务获得收益奠定了有利条件。该项目落地时青海省为共享储能制定了三个类型的交易模式：（1）双边交易：共享储能可与周边光伏电站、风电场达成双边协议，确定调峰交易时段、电价和交易电力、电量，合同需在电网交易平台备案并由调度机构核准执行，主要适用于中长期（月度、年度）辅助服务。（2）市场竞价交易：储能电站向交易平台提交时段、电量、服务价格等交易信息，通过市场化竞价机制出清，主要适用于短期（日前）辅助服务。（3）电网调用：若参与前两种交易模式后仍有剩余电力的，在电网有调峰需求的情况下，按 0.7 元/kWh 调用。按该模式设计的初衷，三种交易的结算价格逐层递减，即双边交易价格＞市场竞价价格＞电网调用价格。由于海西区当地具备光伏与风电两种资源，项目初期考虑到光伏中午超发，风电夜间超发，因此储能场站每天理想情况下可有 2 次调峰机会，考虑阴雨天气影响取 1.6 次。在上述政策与市场环境下，该项目初期商业计划按全年运行 330天，每天 1.6 次循环，90%DOD（充放电深度），90%系统效率，10 年运行周期，调峰价格按最低 0.7 元/kWh 测算，最终项目回收期为 7~8 年，资本金 IRR超过 10%，具有良好的经济效益。
然而实际运行下来，该项目不仅没能达成初期商业计划，还出现了严重的现金流问题，根据后期运行数据与市场环境分析，该项目的所遇到的问题由以下几点造成：首先，因政策规定，项目的收益仅有标杆电价部分（青海为 0.2277元/kWh）由电网以现金的方式结算给储能项目，其余部分全部来自新能源补贴，在新能源补贴退坡且欠补严重的情况下，储能项目大部分收入为应收账款，带来了巨大的现金流压力。收入来源于补贴的方式也使得共享储能与新能源场站的利益产生冲突，导致市场运转受阻；其次，仅基于当地能源结构而确定的每天 1.6 次充放的条件过于理想化。实际上青海部分地区夜间缺点严重，虽然夜间风电超发，但是电网整体并无消纳需求，导致储能项目长期仅能实现每天一冲一放，严重影响收益；最后，由于市场初期共享储能项目方有限，电网所设想的双边交易与市场竞价交易的模式并未顺利运转，共享储能后期完全依赖电网调用，营收模式单一的同时还限制住了服务价格。
虽然青海早期在共享储能方面的尝试遭受了一定的挫折，但是其中暴露的问题也为后续共享储能的推进提供了重要参考，其经验教训可总结为以下几点：
⚫电力市场化是共享储能模式顺利运转的必要条件，活跃的市场才能最大限度的体现储能的价值；
⚫共享储能必须采取多元化的营收方式，单一的营收模式有着较大的风险，且在现有市场环境下难以支撑储能项目的持续运营；
⚫ 储能项目的成本疏导需要考虑到各方利益，过度依赖补贴以及不合理的分配方式都会严重阻碍共享储能模式的推广。
3.3山东某 100MW/200MWh 共享储能电站
山东省由于煤电占比较高，电源结构单一，随着新能源大量并网，弃风弃光现象严重（弃风弃光率在 6%～12%之间），调峰手段不足、民生供热以及火电经济收益之间的矛盾日益突出，电网对火电机组之外的调峰资源有着巨大需求。结合《山东省能源发展“十四五”规划》预测，山东电网需增加调峰能力 4000万千瓦时。受以上需求驱动，该省目前正处于共享储能示范项目大规模推广阶段，仅 2022 年全年就有 25 个规模在 100MW/200MWh 左右的锂电独立储能项目入选示范项目清单6。结合该省在推进电力现货市场建设方面的积极尝试以及完善的共享储能配套政策支持，山东有望成为共享储能商业推广最迅速、市场最为活跃的地区之一。
本节选择上述 25 个示范项目之一进行案例分析，该项目容量 100MW/200MWh，采用磷酸铁锂电池，同时配套建设 PCS 仓、升压主变、接入线缆等，总投资4.2 亿元。项目拟运行 25 年，运行周期内更换两次电池。项目收益分为三类：
（1）参与电力现货交易，即峰谷套利收益；（2）储能容量租赁收益；（3）现货市场容量补偿电价收益。在营收模式方面值得注意的是，在电力现货市场的环境下，电力的现货价格已反映了电能的供需关系，因此储能参与现货市场峰谷套利对于电网在效果上与提供调峰辅助服务相同，均能起到解决电力在时间与空间上不平衡的问题。且电力现货市场正式运行之后，山东的平价峰谷电价差已达 0.9 元/kWh，显著高于 2.2 中所提到的 0.2 元/kWh 的调峰辅助服务补偿，因此山东的共享储能电站应以参与电力现货交易为主要营收方式。
结合以上情景，我们可以按一下方式估计共享储能项目经济性测算的边际条件：
（1）日充放电次数（全容量参与电力现货市场交易次数）：根据山东 2021、2022 年度储能示范项目公示名单，预计 2023 年山东共有 30 个容量在100MW/200MWh 的独立储能项目建设或并网运行，结合山东《2023 年全省电力电量平衡方案》中预计新型储能全年发电量 12 亿千瓦时，并考虑到部分储能电站尚未并网运行，可合理估算单个储能电站全年平均充放电次数为 230 次，每次充放电深度 90%；
（2）峰谷电价差：据CNESA统计，2023 年山东最大峰谷电价差为0.93 元/kWh，峰平电价差为 0.34 元/kWh，此处采用保守估计可套利的平均电价差为 0.6 元/kWh。
（3）容量租赁价格：当前全国储能容量租赁指导价格在 150-200 元/kWh.年区间内，且本节分析的项目前期已与部分新能源企业锁定了 260 元/kWh.年的意向价格。因此我们保守估计该项目租赁价格200 元/kWh.年，租赁比例80%。
（4）容量补偿收入：依据 2.2 中相关政策规则以及市场平均水平测算，年容量补偿收入在 330 万元左右。
（5）项目生命周期内更换电池两次，更换成本按 0.44 元/Wh 计算。综上所述，我们可以合理假设项目获得容量租赁收益 200 元/kWh，租赁比例80%，收入约为 3200 万元/年；容量补贴收入 330 万元/年；年参与电力现货市场交易 230 天，每天一冲一放，收入约为 2760 万元/年。基于以上边界条件，我们测算该项目回收期 8.5 年，内部收益率 IRR 8.72%，具有良好的经济效益，
3.4湖南某 100MW/200MWh 共享储能项目
湖南省电力资源匮乏，自身电力供应能力不足，传统能源不足以支撑全省的能源需求，且调节能力差，全省超过 75%的能源需要外购，属于典型的能源输入型省份。为在满足自身用电需求的同时实现“双碳”目标，湖南省大力发展可再生能源发电，据《湖南省电力支撑能力提升行动方案（2022—2025 年）》，到 2025 年全省风电、光伏装机规模达 2500 万千瓦以上，对应配套储能需求超过 3000MW，储能市场规模可观。与此同时，湖南省正在积极推进建设全国首个允许储能进入的容量交易市场，有望极大提升共享储能的市场活跃度与经济效益。
本节选取某能源集团为其“十四五”期间新能源规划配套建设的共享储能项目进行案例分析，项目容量 100MW/200MWh，采用磷酸铁锂电视，配套建设 2台主变及其他配套设施，总投资 4.7 亿元。项目拟运行 20 年，运行周期内更换两次电池。项目收益分为两类：（1）调峰辅助服务收入；（2）长期租赁协议收入。值得注意的是，由于湖南尚未建设允许储能参与的电力现货市场，该项目不能采用峰谷套利的电力交易模式，而只能参与辅助服务市场，通过提供调峰服务来产生收益。根据《湖南省电力辅助服务市场交易规则（试行）》，储能电站深度调峰报价限额在 0~500/MWh 范围内，要显著低于上节所提到的峰谷价差。
结合以上情景，我们可以按一下方式估计共享储能项目经济性测算的边际条件：（1）年调峰辅助服务次数与价格：据上海电力设计院统计，当地独立储能电站年参与调峰辅助服务次数约为 200 次，平均报价在 0.3125 元/kWh；（2）容量租赁价格：当前湖南储能容量租赁价格在 37~50 万元/MW.年，由于湖南当前容量租赁资源较少，故按 40 万元/MW.年 单价作为边界条件。容量交易市场建成后，该价格有望进一步上涨；（3）项目生命周期内更换电池一次，更换成本按 0.44 元/Wh 计算。综上所述，我们可以合理假设项目获得容量租赁年收入约为 4000 万元/年；调峰辅助服务收入约为 1250 元/年。基于以上边界条件，我们测算该项目回收期11.51 年，内部收益率 IRR 6.73%，具有一定的经济效益。
4. “共享储能”项目投资建议
结合前文的描述与案例分析，我们可以给当前市场环境下共享储能的项目投资提出如下建议：
⚫共享储能项目应选址于电网关键节点（变电站）附近，有严重消纳问题的节点最佳，项目规划阶段需要对区域电网结构进行深入分析；
⚫共享储能依赖多元化的营收模式，单一收入来源难以维持项目运转；
⚫共享储能电站的运行策略需要结合区域负荷特性分析以及断面潮流分析，不能简单套用“300 天、两充两放”模式；
⚫共享储能项目得益于成熟的电力现货市场建设，在现有的电力市场环境下，参与电力现货市场交易的收益要明显高于参与调峰辅助服务收益；
⚫分析共享储能政策时要关注各类收入的来源，过分依赖补贴的政策会带来额外的现金流风险；
⚫目前各地共享储能项目仍处于早起示范阶段。在市场初期入局，可抢占优质项目资源，争取优惠政策，获得先发优势与议价权，但也会承担更大的风险。
5. 总结
共享储能作为一种创新的商业模式，在电力行业中呈现出强劲的发展势头。随着新能源的快速发展和电力系统的转型升级，共享储能有望成为新能源消纳和调峰的重要手段。未来，共享储能将继续受到政策支持和市场需求的推动，行业将朝着更加成熟和规模化的方向发展。投资者在参与共享储能市场时应注重优质项目的选择，同时关注技术创新和市场变化，以把握机遇并取得长期回报。
（报告来源：长城证券，仅供参考。如涉及版权，请联系删除。）