据统计，当前已有24个省级行政区出台新能源配储规定，新能源配储比例和时长在政策上有明显增加趋势。在山东的征求意见稿中，更是将储能容量配置比例作为风光项目并网的最优先条件。

虽然政策不断加大“储能”砝码，业内也普遍认为储能有望形成万亿级市场，但由于配套政策尚在研究探索中，新型储能盈利模式并不明朗，再加上光伏组件价格仍处于高位，强制配储使得新能源收益率雪上加霜。

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目前，我国储能企业已在发电侧、输配侧、用户侧开拓多种盈利模式，主要有削峰填谷收益、调峰调频等电网辅助服务、配套储能租赁、共享储能、能源合同管理等模式。


其中，容量租赁费是目前独立储能最主要的收益来源之一，是决定独立储能项目经济性的最关键因素。目前的租赁费大致在300元/千瓦/年左右，如果按照一个100兆瓦容量的储能电站计算，一年的租赁费意味着约3000万元左右的稳定现金流。

调峰是租赁费以外的重要收入保证。目前颁布有专门针对独立储能调峰价格的地区还比较少，主要有山东（0.2元/千瓦时），青海（0.5元/千瓦时），新疆（0.55元/千瓦时）等。以一个100兆瓦/200兆瓦时的磷酸铁锂储能电站为例，按照500小时调峰数，0.5元/千瓦时的价格测算，一年的调峰收入是2500万元左右。

2021年12月，山西能监办发布了《山西独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施细则（试行）》，独立储能电站可通过市场竞价方式为系统提供一次调频辅助服务，收益根据调频里程、性能确定。这也是继AGC调频之后，为储能打通了电网辅助服务的收益渠道。

经过测算，目前最盈利的商业模式主要是参与调峰（电力现货市场或辅助服务市场）+调频（辅助服务市场）+增加容量租赁（电力现货市场或辅助服务市场），三者叠加商业效益尤为明显。

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虽然，在各相关政策里，都将配储的重要性提升到前所未有的高度。但是因为各种原因，无论在电源侧、电网侧、用户侧，辅助服务调频哪一侧，配置储能都会带来成本的增加。

电网侧方面，目前，储能不能纳入输配电价体系，导致电网侧调峰受阻。

用户侧方面，盈利的模式就是靠峰谷价差，配储只能是自储自用，难以推广。

电源侧方面：根据政策配储的效果还不得而知。

在这样的背景下，共享储能应运而生。

简单地说，就是一个储能电站“结对”多个光伏电站，将各个电站的发电量储存起来，通过市场化交易获得客户和盈利。

这种方式可以实现三方共赢：光伏电站增发电量，电网提高了新能源的消纳，储能电站获得盈利模式。

2019年，在国网青海电力的组织下，青海储能辅助服务市场交易上线试运行。截止2020年年底，青海省内有347座新能源电站参与了“共享储能”辅助服务市场交易，当年累计成交调峰交易1851笔。

同时，针对共享储能呈现出的交易频繁、主体多元、信息复杂等特点，网青海电力在国内率先引入了适用于共享储能交易的技术应用模式――区块链，以保障交易的公平性、安全性、及时性。

而山东共享储能电站采取了容量租赁、辅助服务、优先发电权交易等多种交易方式。据国网山东省电力公司经济技术研究院测算，在充分考虑初始基建、设备、运营成本，叠加三重收益后，共享储能电站年收入约为7600万元，项目的静态回收期是7.79年，按照十年运营期测算，内部收益率为6.51%。山东共享储能电站具备了初步商业价值。

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目前，除国家多份文件指出鼓励探索共享储能模式外，十余个省份也发布了支持共享储能的文件，部分省份更鼓励新能源场站优先租赁共享储能。根据不完全统计，2022年新增共享储能项目127个，分布在18个省份，建设规模17.15GW、容量38.01GWh。

政策对于储能配置的要求一再加码，已经给共享储能提供了足够广阔的发展空间。

当共享储能变得有利可图时，不仅是电网侧，其他分散式的储能领域都将参与进来，比如说电动汽车、移动储能，形成共享机制，那就彻底实现了共享。

《“十四五”新型储能发展实施方案》中提出，到2025年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。共享储能作为重要一环，在实施条件方面，显然需要更多的技术支持和机制标准完善，例如微电网和虚拟电网的构建和完善，以及运行、控制、消防、安全、并网、验收、运维等各项标准的制定。

原标题：共享储能：开启储能盈利新模式