共享储能是当下新能源配储的一种折中方案。共享储能是由第三方投资者建设的大型独立储能项目，新能源项目投资方可以通过租赁独立储能的部分容量来满足政策强配要求，每年仅需向独立储能项目支付一定的租赁费。

对于新能源项目投资方来说，共享储能模式既满足了要求，又减少了初始投资巨大的现金流压力；而对于共享储能投资方来说，独立储能电站的收益模式更多，投资回报率更高。因此共享储能模式成为一时风潮。

除了租赁给新能源项目满足政策配储要求，独立储能还可以配合电网侧的调峰调频调度，获取补偿收益；也可以与传统机组配合——即火储联调——增加传统机组调频性能，获取辅助服务收益。当然，独立储能也可以利用最古老的峰谷价差模式，在电能量市场中套利，并在部分省份获得容量电价补偿收益。

在户用储能方面，我国户储的收益模式与海外类似，以峰谷价差套利和增加光伏自用比例为主。

如果工商业企业建设分布式光伏电站的话，配置储能可以将原本用于并网的电储存自用，增加光伏发电自用比例，从而节约电费。

至于峰谷价差套利，则是传统的谷电时期储能充电，峰电时期放电。峰谷价差越大，收益越好。政策上，我国不断推进扩大峰谷价差，部分省份如广东、浙江、内蒙古、河北等推行尖峰电价，进一步扩大峰谷价差。

不过，这些探索也都只是处于刚刚起步的阶段。伴随着电力市场改革的步伐，设计更多的交易产品和更为细化的市场规则也是当下新型储能拓展收益渠道的迫切需求。就从最简单的峰谷差套利来说，政策性的峰谷价差在市场化条件下并不太多的存在。储能项目需要更多的适应市场变化。

当前，抽水蓄能已经开始享受容量电价机制，但新型储能却没有相应的容量电价机制。新型储能电源和负荷双重属性使其参与市场身份难以界定，独立价格机制的形成难度很大。

国家尚未针对新型储能出台专门的价格政策，不同场景下新型储能发挥的作用不尽相同，商业模式也有较大差别。“应该允许储能参与多类市场，体现其多重效益的叠加。在新型电力系统，增加服务品种，比如快速爬坡、黑启动等，各个省份应根据当地自身的情况，设置相应的市场规则。”刘为建议道。

新型的储能商业模式的建立有待于电价机制有待进一步完善，更多储能市场规则的落地，推动储能作为独立主体参与长期交易市场、电力现货市场、辅助服务市场中来。

在保障电力系统安全和市场平稳有效运行的前提下，推动各类市场尽早向储能开放市场准入，在市场开放顺序方面，建议近期鼓励储能参与辅助服务市场，中远期将储能纳入电力现货市场，同时探索建立容量补偿机制或容量市场，有利于储能获取稳定收益。