储能可用于电源侧、电网侧、用户侧和辅助服务调频等。GGII调研显示，2021-2025年中国的储能复合市场增速超60%。目前，电源侧储能尚靠政策驱动，电源侧政策性“配储”一度成为“通行模式”。
但这种“配储”模式往前推进，很快就让电源侧很苦闷。因为当前光伏电站“配储”的项目盈利模式发展并不成熟。不少电源侧投资者很快发现储能电站拉低了整个项目的盈利率，因此这些投资者大都抱有不乐观的态度，“配储至少要保证不亏钱，才有动力去做。”
因为单独配储能电站的利用小时数比较低，那么无形中增加了项目的投资成本。政策性“配储”一定程度上成为了新能源发电项目开发或者扩产的“拦路虎”。
共享储能发展模式可以共享储能容量、提高区域内储能系统利用水平。有企业人士也谈到，相对于“配储”，共享储能更能让人接受。
共享储能指的是，将各个电源侧、电网侧、用户侧资源整合起来，在为电源、用户提供服务的同时，灵活调整控制模式，实现储能资源多方共享，让源网荷各方储能能力全面释放。
青海率先吃“第一口螃蟹”，成功探索一套共享储能模式。据了解，2019年4月，青海国网电力投建鲁能海西州多能互补集成优化示范工程，正式探索“共享储能”。项目储能电站的规模达到50MW/100MWh，这是全国首座接入大电网的共享式储能电站。
这是共享储能的重要 “范例”之一。有了这次尝试之后，2021年以来，共享储能迎来井喷式增长。
2021年，全国共有84个共享储能项目通过备案或公示，主要分布在内蒙古、湖北、山西、宁夏、甘肃、河北、山东、陕西、河南等9个省份，项目总规模超12GW/24GWh。2022年至今, 共享项目也动作频频。
共享储能可大幅下降成本
共享储能方式可以实现三方共赢：电源侧增加发电量，减少“弃光率”，电网提高了新能源的消纳，储能电站获得更优盈利模式，更好缓解了用户用电紧张。
比如，一个50MW/100MWh的储能电站和多个新能源发电企业“合作”，电站的发电高峰时段，有部分弃光量，利用储能电站存储，在发电低谷时，储能电站释放电能。如果市场化交易范围继续扩大，共享储能可通过1对N的市场化交易获得盈利。
目前全国共享储能生态圈正在逐步加速布局。但对于共享储能来说，明确收益来源是最重要的。
