随着风电、光伏等可再生能源发电能力的快速增加，电动汽车充电桩等新增负荷不断增加，不同时段电网负荷的不平衡性日益加剧，储能作为能源产需之间的灵活调节资源，其重要性越来越高， 而储能系统也将成为能源互联网的重要组成部分。如果共享储能模式具有一定的经济性，能够减轻新能源配储负担，在多地政策倡导下，投资有望迎来高峰。 目前，共享储能电站的盈利方式主要包括容量租赁费、配套服务（调峰、调频）补偿、传统峰谷价差、容量电价、优先发电权等。
首先是传统的峰谷价差利润，目前为044元千瓦时。 依托现有的分时电价机制，储能电站在低谷期可作为用户收费，作为发电企业在高峰时段放电，能源利润率最多可提升至044元千瓦时，基本可以满足储能运行的需要。 例如，一个100MW、200MWh的共享储能站，年并网电量为5.4万MWh，年收入约2376万元。 二是参与调峰等辅助服务市场补贴利润，电力辅助服务按每次呼叫的规模和呼叫次数，由电网公司支付给储能电站。 假设通话1年180天，每天充放电一次，每次通话费为200元兆瓦时，预计100MW200MWh储能电站的电力辅助服务收入（含税）约为每年720万元。 第。
3、容量租赁费是目前共享储能最重要的好处之一，也是决定共享储能项目经济性的最关键因素。 目前的租赁费大约在每年300元千瓦左右，如果按照一个100MW的200MWh储能电站计算，一年的租赁费意味着稳定的收入在3000万元左右。 四是建立容量价格，建立分阶段容量价格激励机制，共享储能项目可享受容量价格补偿。 最高容量电价为每年100元千瓦，与2024年1月1日起实施的燃煤电容量电价相同，体现了“同工同酬”的特点。 100MW 200MWh储能电站每年可额外接收容量电力1000万元，有效缓解了独立储能建设的初期运行压力。
共享储能电站采用了容量租赁、配套服务、发电权优惠交易等多种交易方式。 预计100MW200MWh共享电站总动态投资为36亿元。 在充分考虑前期基础设施、设备、运营成本，叠加三重收益后，共享储能电站年收入约7100万元，项目静态**期为816年，按20年经营期计算，税前内部收益率为1032%。共享储能电站具有初步的商业价值。
共享储能作为一种创新的商业模式，在电力行业呈现出强劲的发展势头。 随着新能源的快速发展和电力系统的转型升级，共享储能有望成为新能源消纳和调峰的重要手段。 未来，共享储能将继续受到政策支持和市场需求的驱动，行业将朝着更加成熟和规模化的方向发展。