随着“双碳”政策的积极推动，新能源占比加速上行，新型电力系统建设加速推进，近年来国家推出多项相关政策来支持储能发展。今年2月，国家标准化管理委员会和国家能源局联合印发《新型储能标准体系建设指南》，准备在今年制订和修订超过100项储能标准，以支持储能产业安全和规模化发展。
在强制配储等政策的核心驱动下，“新能源+储能”模式早已成为众所周知的解决新能源消纳难题的有效途径，国内大储也迎来高速增长。
据鑫椤资讯数据显示，2022年我国新增储能装机20.75GW，其中以电化学为代表的新型储能新增投运5.94GW/13.41GWh，能量规模同比增长183%；储能需求持续旺盛。政府工作报告认为储能是新型能源体系的重要支撑，要求加快建设新型能源体系，2023年国内新型储能装机有望达13.4GW/33.5GWh以上。
不仅中央有政策，不少省市地方也强制规定新能源投资项目必须配置一定比例的储能。据了解，截至目前全国已有近30个省市推出了强制配储政策或“十四五”期间储能发展目标，包括山东、青海、山西、内蒙古等。
所以，从政策和市场活跃度来看，储能行业已成为2023年的热门赛道。但是，有关于强制配储这一“托底”政策存在的各种缺陷，一直以来也遭业界以诟病。
新能源强制配储始于2017年。
这一年，青海省印发《2017年度风电开发建设方案》，要求列入规划年度开发的风电项目按照规模10%配套建设储电装置。
这一方案普遍被认为是“开创了可再生能源发展的新方向”。
虽然并不能否定强制配储在储能领域的贡献，但是6年后的今天，根据中国电力企业联合会的调研，为新能源配置的储能项目，等效利用系数仅为6.1%，在电化学储能各种应用场景中利用系数最低。相比之下，火电厂侧储能等效利用系数为15.3%，电网侧储能等效利用系数为14.8%，用户侧储能等效利用系数为28.3%。
另外，新型储能成本高于火电灵活性改造、抽水蓄能等技术。当前新能源配储能的投资成本主要由新能源企业内部消化，给新能源企业带来了较大的经营压力。
不仅如此，储能配置规模的科学性也有待加强。有专家表示，国内部分地区将配储作为新能源建设的前置条件，采取“一刀切”式的简单配置标准，全然不顾本地区内风能资源、太阳能资源以及电力消纳能力的差异性，导致储能在电源侧的比例节节攀升。
而且，配储后能不能得到调度、调度有多大空间也不明确等问题的出现，也暴露出配储大多是政策驱动型，主要还是为了拿到上马新能源项目的资格。
从这个角度看，让发电企业强制配置储能并不是一个长效的解决方案，虽然强配储能推动储能市场持续火热，但是对于行业的未来发展却是不利的。相比高质量，整个行业为了降低成本都在追求低价储能，储能更是没有体现出技术本身的真正价值，反而造成了大量的低价低质量储能过剩、储能利用率不高、调度可靠性差等问题。
相比强配储能的诸多不足，既能解决单一场站投资规模大、运维成本高、利用率低的问题，又能避免储能过于分散、作用不明显、调度业务量成倍增长的问题，还能将储能配置在电网最优位置，实现功效最大化的共享储能的问世，或正在成为“新能源+储能”组合的最终解决方案。
2021年国家发改委在《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中，提到鼓励探索建设共享储能，为储能产业的未来发展指明了方向。
另外，据了解，山东、湖南、浙江、内蒙古等多个省（区）陆续出台了储能建设指导意见，鼓励投资建设共享（独立）储能电站。
共享储能是一种让用户租用储能系统的商业模式，由专业的第三方或厂商提供投资和运维服务，按照“受益者付费”的原则向用户收取租金。用户可以在租期内自由使用储能系统的充放电功能来满足自己的能源需求，不需要自己建设储能电站，节省了大量的初始资金。
鑫椤资讯发布的储能年报《2023-2026全球储能市场运行趋势及竞争策略研究报告》（下文简称“报告”）指出，在共享储能模式下，业主无需承担建设储能电站成本，只需每年支付租赁费，有利于减轻一次性投入的资本开支，缓解资金压力；第三方共享储能的投资商需承担建设储能电站的费用，收益来源为稳定的租赁费用，若考虑调峰辅助服务的收益，经济性较好，收益可观。
报告中提到，2022年全国建成投运独立式储能项目达45个，规模超3.58GW/7.28GWh，分布于16个省市自治区，涉及27家开发商，独立共享储能是中国当前市场下储能盈利得很好的模式，在国内成为主流；逐步形成三种商业模式：容量租赁+调峰辅助；容量租赁+现货市场+容量补偿；容量租赁+现货市场+一次调频。
报告指出，相较于新能源场站单独配建的储能电站，独立/共享储能的潜在收益来源更加丰富，包括容量租赁费用、峰谷套利、调峰调频、容量电价补偿等。目前国内部分省份独立/共享储能的盈利模型已初步建立，随着收益模式在探索中走向成熟，国内独立/共享储能有望迎来快速发展。
另外，共享储能的商业模式可以归纳为4类：为新能源电站提供储能容量租赁服务，获取租赁收益，为当前大部分共享储能电站的主要收益来源；通过双边协商、双边竞价及单边调用等模式与新能源发电企业进行中长期电力交易；参与电力调峰、调频辅助服务，获取辅助服务收益；电力现货市场交易，实现峰谷价差套利。
总结来说共享储能的优势主要有三点：一是降低成本，通过租赁方式满足强制配储的要求，减少电站的初始投资；二是发展规模，通过规模化建设降低储能的单位成本，促进第三方储能运营商的成长；三是提高收益，通过集中参与电网的调峰调频、回收弃电等服务，增加储能的使用率和收益率。
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