来源：国际新能源网
强配储能可理解为能量的存储和释放，而共享储能则指的是能量的共享和分配。这一方面，新能源的配套储能面临着低利用率和经济性不足的问题，但投资积极性很高；而另一方面，共享储能在新型电力系统中发挥着重要作用，尤其在容量管理、辅助服务和现货交易等方面表现突出，但投资积极性却面临困扰。
随着新型电力系统的不断演进，新型储能必须勇往直前，而共享储能作为独立市场主体，则需要具备充分的市场适应性才能健康发展。
新能源配套储能一直备受诟病。过去，据中国电力联合会的数据，新能源配套储能的利用系数仅为6.1％，远低于火电厂配储的15.3％和电网配储的14.8％。这意味着新能源配套储能更多只是形式上的存在，实际利用率较低。
目前，配套储能的可行性主要依赖于与新能源的捆绑，作为新能源项目的一部分来实现可行性。它甚至被视为获取新能源项目的“门槛”，名不符实，呈现出畸形发展的态势。
尤其是随着新能源效率的提高和成本的降低，新能源对强制配套储能的支付能力和支付意愿增加，愿意承担这一额外成本，这也解释了为什么尽管强制配套储能备受诟病，但仍然有人乐意承担这一费用。
强制配套储能的效果并不如人意，那么是什么导致了这一现象？
实际上，初期的高层政策只是指导性意向，并没有涉及到“强制”。但是为了促进新能源更好地接入电网，地方政府纷纷出台了强制配套储能政策，这种情况逐渐加剧。
目前，大多数省份都出台了要求配套储能容量占比为10%至20%、储能时间为1小时至4小时不等的政策，并将其作为新能源并网的前提条件。
近年来，由于特高压建设和火电灵活性改造等因素的影响，弃风弃光现象得到了改善，我国风电和光伏的利用率逐年提高，风电利用率从2016年的82.4％提高到了2022年的96.8％，光伏利用率从90％提高到了98.3％。这也与配套储能利用系数较低的情况相呼应，对配套储能在新能源消纳中的促进作用产生了质疑。
如今，除了满足地方政策需求之外，强制配套储能的实际价值并不明显，巨额资金投入这种安排是否有必要引发了人们的质疑，呼吁停止这一政策的声音也越来越多。
强制储能和共享储能是两种不同的储能模式，共享储能被认为是更优的选择。2021年7月，高层发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，其中提出了鼓励建设共享储能的概念，并将其视为独立市场主体。
强制储能更像是地方政府推动的计划经济模式，发展速度较快，而共享储能则是高层试图推动的市场行为。
如果说强制储能存在经济浪费的问题，那么共享储能似乎更具有必要性。共享储能不仅可以用于容量管理，还可以为电网提供辅助服务，并参与电力市场的现货交易，可以说是一举三得的好方法。
然而，理论很美好，现实却很骨感。目前，共享储能的经济收益主要来自容量租赁、辅助服务和峰谷价差套利，但这些收益来源存在不确定性。容量租赁依赖于周边的光伏、风电资源和规划布局，而辅助服务则取决于电网的需求和结构，峰谷价差套利则取决于当地的电力需求和电力现货市场。
这三个收益来源的不确定性阻碍了市场化投资的积极性，特别是现货市场还不够完善，地区之间的差异也很大，这也使得本应确定的峰谷价差套利收益变得不确定。
相较于强制储能的稳定收益，共享储能面临市场需求不确定和风险较大的挑战，收益率模型难以建立，投资决策变得更加困难，对专业性的要求也更高。
如果说强制储能只是一个简单的投资行为，甚至有些粗旷，那么共享储能则是一个专业化的运营行为，进入门槛较高，不能完全依赖政策保障，需要对各类未来收益进行专业判断和预测，这是一项技术活。
新型共享储能与传统的抽水蓄能相比，最大的区别在于定位和运营方式。
首先，新型共享储能被定位为独立市场主体，而抽水蓄能则是电网体系的一部分。这意味着新型共享储能的投资和运营完全交给市场，不进入输配电价，收益要靠自身的市场竞争力。而抽水蓄能的成本则纳入输配电价，收益有一定的保障。
其次，新型共享储能主要以电化学储能为主，而抽水蓄能则是以水资源为基础的储能方式。两者在功能上存在差异，但共享储能理应成为电网的一部分，发挥容量管理、辅助服务和峰谷价差套利等功能。然而，由于市场化运营的背景，新型共享储能并未纳入电网体系，而是被推向市场，需要自力更生。
在新型电力系统发展的初期，各项政策仍在探索中，共享储能作为独立市场主体的定位意味着市场化程度不足，推广面临一定的困难。此外，新型共享储能的初期投资较大，对未来收益的确定性提出了更高的要求。如果缺乏足够的可预测性，很难保证其经济可行性。因此，虽然新型共享储能具备与抽水蓄能相似的功能，但在定位和运营方式上存在明显差异，并且面临市场化运营的挑战。
回归本源，新型储能的价值是什么？新型储能的价值在于回归电力系统的本源，并应对新能源占比不断增加所带来的挑战。从整个电力系统的生态角度来看，新型电力系统的核心是源头端新能源的比例不断提高，这对整个电力系统造成了冲击。
在新能源输出率较低的情况下，传统的调节资源和特高压等电压控制手段能够满足需求。但一旦新能源输出率超过一定阈值，现有调节资源就会面临瓶颈。
目前，2022年风电和光伏发电量已经占到了总发电量的11%。根据相关理论预测，一旦风电和光伏发电量占比超过15%，对电网的冲击将加速显现。
因此，我们必须提前做好准备，应对新能源占比增加可能对电网带来的冲击。这包括加强特高压技术、抽水蓄能和新型储能等各种应对措施的研发和应用。
在新型电力系统不断进化过程中，新型储能的价值核心主要是两个：
一是被动的容量价值和调峰调频辅助服务价值，这个是因为新能源占比不断提高，对电网的扰动越来越大；
二是主动的峰谷价差的现货交易价值，这个是因为新能源、储能成本不断降低，电源侧和用户侧市场化主体不断增加，以及电力现货交易市场的成熟，促进了峰谷电价差市场的出现。
这两个价值，都跟新型电力系统的建设有关。因此，在新型电力系统的建设过程中，对于新型储能的需求是现实存在的，也是急需的。特别是对于共享储能而言，必须从这两个方面寻找其价值，或者说，高层领导需要在这两个方面为其创造价值，以确保收益的确定性更加可预测，从而激励独立市场主体积极投资。这将为新型储能的发展提供必要的动力，并推动其在电力市场中的蓬勃发展。
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