2021年，全國共有84個共享儲能項目通過備案或公示，項目總規模超12GW/24GWh。2022年，《十四五新型儲能發展實施方案》明確提出探索推廣共享儲能模式，預期22年政策將驅動共享儲能電站具備成本低、調用優先級高、租金收入等多重優勢，在獲得輔助服務收入的同時，還能夠滿足發電側配儲能要求，降低建設成本，有望成為22年國內儲能市場主體模式。

當前，已有12個省份推出輔助服務市場補償標準，獨立儲能的盈利模式逐步理順，據不完全統計，累計已有8個超過1GWh的儲能項目，項目來自于華能、國家能源集團、中天科技、三峽新能源等企業。

雖然獨立儲能經濟性逐步提升，但共享儲能在電網運行調度、商業模式、場地選址、電網接入、電站運營等方面，具有相對優勢。

目前國內市場、山東、湖南、青海等地在共享儲能政策和實施方面先行先試。以山東為例，根據其《關于開展儲能示范應用的實施意見》，山東共享儲能電站可以享有容量租賃、輔助服務、優先發電權交易，這三種收益疊加，根據國網山東省電力公司經濟技術研究院測算，疊加三重收益后，共享儲能電站年收入約為7600萬元，在充分考慮初始基建、設備、運營成本后，項目的靜態回收期是7.79年，按照十年運營期測算，內部收益率為6.51%。山東共享儲能電站具備了初步商業價值。

青海是全國第一個推行共享儲能的省份，首次將儲能電站作為獨立主體納入電力輔助服務市場，并提出雙邊協商、區塊鏈競價交易等商業模式。在政策調低補償價格后，為了彌補共享儲能電站的收益損失，青海省將共享儲能的充放電模式由每日“一充一放”調整為“多充多放”，通過提高儲能電站利用率來實現經濟收益。

由如上兩個典型省份的共享儲能政策來看，目前靠單一的收益模型，是無法滿足共享儲能電站實現經濟收益的。筆者認為，需要同步做好穩定政策支持、多重收益疊加、深化電力現貨市場改革、鼓勵第三方投資、建立標準體系等方式，來支撐共享儲能市場可持續發展。

政策需要優先確立共享儲能的獨立市場主體地位，并允許共享儲能參與輔助服務市場，同時鼓勵第三方自主投資，對于自主投資的項目，政策協助項目接入省級調度系統，并明確每日的最低調度次數，以便讓經濟測算更明晰。此外，隨著電力現貨市場的逐步深入成熟，以及儲能技術降本，鼓勵共享儲能參與電力交易與結算，通過市場化競價方式，增加收益。再次，政策需要保持一定的穩定性，按照目前市場對儲能電站的壽命要求，不考慮生命周期內更換電池，政策宜保持8年的穩定期。最后，儲能在十四五期間將由商業化初期進入規模化階段，根基之一是建立并完善儲能各環節的標準體系。共享儲能作為下一個落地主體，需要盡快完善包括運行、控制、消防、安全、并網、驗收、運維等各項標準。

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