2021年，全国共有84个共享储能项目通过备案或公示，项目总规模超12GW/24GWh。2022年，《十四五新型储能发展实施方案》明确提出探索推广共享储能模式，预期22年政策将驱动共享储能电站具备成本低、调用优先级高、租金收入等多重优势，在获得辅助服务收入的同时，还能够满足发电侧配储能要求，降低建设成本，有望成为22年国内储能市场主体模式。

当前，已有12个省份推出辅助服务市场补偿标准，独立储能的盈利模式逐步理顺，据不完全统计，累计已有8个超过1GWh的储能项目，项目来自于华能、国家能源集团、中天科技、三峡新能源等企业。

虽然独立储能经济性逐步提升，但共享储能在电网运行调度、商业模式、场地选址、电网接入、电站运营等方面，具有相对优势。

目前国内市场、山东、湖南、青海等地在共享储能政策和实施方面先行先试。以山东为例，根据其《关于开展储能示范应用的实施意见》，山东共享储能电站可以享有容量租赁、辅助服务、优先发电权交易，这三种收益叠加，根据国网山东省电力公司经济技术研究院测算，叠加三重收益后，共享储能电站年收入约为7600万元，在充分考虑初始基建、设备、运营成本后，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。

青海是全国第一个推行共享储能的省份，首次将储能电站作为独立主体纳入电力辅助服务市场，并提出双边协商、区块链竞价交易等商业模式。在政策调低补偿价格后，为了弥补共享储能电站的收益损失，青海省将共享储能的充放电模式由每日“一充一放”调整为“多充多放”，通过提高储能电站利用率来实现经济收益。

由如上两个典型省份的共享储能政策来看，目前靠单一的收益模型，是无法满足共享储能电站实现经济收益的。笔者认为，需要同步做好稳定政策支持、多重收益叠加、深化电力现货市场改革、鼓励第三方投资、建立标准体系等方式，来支撑共享储能市场可持续发展。

政策需要优先确立共享储能的独立市场主体地位，并允许共享储能参与辅助服务市场，同时鼓励第三方自主投资，对于自主投资的项目，政策协助项目接入省级调度系统，并明确每日的最低调度次数，以便让经济测算更明晰。此外，随着电力现货市场的逐步深入成熟，以及储能技术降本，鼓励共享储能参与电力交易与结算，通过市场化竞价方式，增加收益。再次，政策需要保持一定的稳定性，按照目前市场对储能电站的寿命要求，不考虑生命周期内更换电池，政策宜保持8年的稳定期。最后，储能在十四五期间将由商业化初期进入规模化阶段，根基之一是建立并完善储能各环节的标准体系。共享储能作为下一个落地主体，需要尽快完善包括运行、控制、消防、安全、并网、验收、运维等各项标准。