共享储能是由第三方建设的独立储能电站，通过容量租赁的方式出租给需求方获得收益。共享储能提供了更加灵活的新型储能供给，容量租赁付费的方式被认为是一种有效的商业模式。新型储能盈利困境根本在于其高昂的成本与各类市场定价机制之间的不匹配，随着对储能的效果评估更重视实际运行效果，共享储能的收益将能否解决新型储能的盈利困境？
共享储能的巨大优势
新能源自配储能由此引发了行业的广泛争议，新能源电站建设方对于是否自建储能也存在一定观望。在这种情况下，产生了租赁第三方储能满足并网的需求，共享储能的模式逐步兴起。理论上共享储能具有以下优势：
一是形成规模优势。对于中小规模的新能源电站，自建储能相对分散，而共享储能具有更好的规模优势，能够通过规模化采购和标准化建设施工，降低储能电站成本，提升储能工程质量，同时更容易纳入电力系统调度运行。共享储能的模式有利于独立储能的推广，更容易形成储能电站的标准化设计、建设、维护和运行，从而促进技术标准的统一。
二是灵活共赢的商业模式。在国家鼓励新能源企业自建或购买储能调峰能力来履行消纳责任，但各地配置比例和强制性标准不统一的当下，选择容量租赁的方式对新建新能源电站似乎是一种更加便捷灵活的方式，共享储能也能有效解决部分新能源电站自建储能时序不匹配或者自建成本过高的问题。
三是缓解了承租人的投资风险。共享储能近似一种经营性租赁或融资租赁模式，对承租人来说提供了一种融资手段，降低了承租人的投资风险，也规避了一定的技术和工程建设风险。
共享储能政策定位明晰，发展提速
早期电网侧储能试图通过输配电价将成本疏导至用户的模式终止。在早些时候，电网侧储能投资者的商业逻辑是为电网提供各类服务，并希望通过输配电价将成本疏导至用户，但该模式在有效监管机制方面尚不成熟，因此，2019年出台的《输配电定价成本监审办法》，以及2020 年出台的《省级电网输配电价定价办法》，均明确规定电化学储能不能计入输配电定价成本，此后该模式终止。
共享储能基本商业逻辑是否通畅？
长期以来，新型储能成本疏导不畅是阻碍行业发展的重大问题，共享储能通过出租容量获取租金的方式，似乎能有效解决收益来源问题。《“十四五”新型储能发展实施方案》中也提出：探索推广共享储能模式，鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。各省也涌现出一批共享储能项目备案，继续推动储能建设的热潮。
但仔细推演共享储能的商业模式，与自建储能相比，一是引入第三方投资实现承租人更灵活的容量来源，二是部分地区共享储能暂时获得容量租赁和参与电力市场收益叠加。但抛开投资和收入流向差异，仅就共享储能项目本身，仍无法解决当前储能的市场化收益无法覆盖其成本的问题，共享储能模式并没有实现商业模式的闭环。
各省市积极探索商业模式，盈利能力有望提升
“新能源容量租赁+调峰辅助服务补偿租赁费”或“新能源容量租赁+现货市场价差”为当前独立储能两种主流商业模式。
当前各个省份针对独立储能的商业模式有所区别，例如山东省（针对示范项目），新能源场站租赁费以外，还包括现货市场节点电价差以及按月度可用容量给予适当容量补偿费用，浙江省（针对示范项目）则为现货市场峰谷价差+辅助服务市场收入，新疆省为赠送新能源指标+充电补偿收益（0.55元/kWh），宁夏为优先发电量奖励+调峰收益（0.8/kWh，保证600 次）+新能源容量租赁，山西省则主要为一次调频收益。需要指出的是，调频的市场容量较为有限。目前山西省AGC 调频的总补偿费用大致是4亿元，仅靠调频无法支撑大规模储能的收益。
未来若更多主体加入，市场会出现饱和的情况，补偿标准也会随之降低。因此，综合来看，独立储能主要的收益模式有两种：①新能源容量租赁+调峰辅助服务补偿租赁费，②新能源容量租赁+现货市场价差。
