储能是指通过介质或设备把能量存储起来，在需要时再释放的过程。储能可以通过灵活的充放电控制，实现产能和用能在时间和空间的匹配。从电力系统的角度，储能可以分为电源侧、电网侧、用户侧储能。那么从各用电侧，新型储能系统具体有哪些盈利模式呢。
电源侧储能盈利模式
新能源配储初始投资成本高
在新能源方面，电源侧储能收益主要来自于减少“弃风弃光”电量后所增加的电费收入；但是新能源自建配储会加大项目初始投资成本。新能源场站配建装机量20%，时长2小时的储能项目，其初始投资将增加15%左右。
此外，电源侧储能的调用效率远低于电网侧储能（1/3左右），因此储能对新能源场站的弃电利用效果有限。新能源进入电力市场规模有限，多数新能源配建储能由于缺少市场主体身份无法参与电力市场，主要靠减少弃电量获取收益，回报率并不高。
火电配储投资回报较好
火电配储能模式，主要是通过提高电厂调频响应能力，参与调频辅助服务而获取收益。
火储联合调频是目前市场化程度最高，投资回报相对较好的应用领域，配置储能可以有效改善火电机组的调频性能，增加火电厂的调频收益，但也面临着市场规模有限，市场机制不完善等问题。
电网侧储能盈利模式
电网侧储能是指电力系统中能接受电力调度机构统一调度、响应电网灵活需求、能发挥全局性、系统性作用的储能资源。
主要作用为：提供调峰、调频、备用电源等电力辅助服务，维护电力系统安全稳定、保证电能质量；缓解电网阻塞，从而延缓电网扩容。
容量租赁合同年限短或存在收益风险
为风电、光伏等新能源电站提供一定容量的租赁服务，独立储能电站获得租金。容量租赁费用是独立储能建设方稳定的收入来源，目前多地出台了指导价格，租赁费用为250-350元/kw/年。一座100MW的独立储能电站，容量租赁年收入可达3000万元。
目前，储能电站容量租赁刚起步，主要用来满足新能源电站配储要求，通常在新能源发电集团内部消化。但是随着新能源装机量的增加和储能收益渠道的完善，对容量租赁的需求会进一步增加。
但是现阶段租赁实际价格低于指导价格；而且如果租赁合同年限太短，会增加储能电站的收益风险。
价差套利，有待现货交易市场建成
储能参与电能量市场，主要是通过低电价充电、较高电价放电赚取电力差价收入。中长期交易，部分地区执行的是谷电价充电、新能源电价标准上网。
储能参与现货市场需要地区现货市场发达成熟，目前全国电力现货市场正在试点建设过程中，多数地区尚不具备通过现货获利条件。山东是率先允许独立储能参与电力现货市场的省份；青海省是国内首个完成储能中长期交易的省份。
辅助服务或随着储能增加，导致收益下滑
辅助服务一般包括：
参与调峰获得调峰补偿。调峰已在全国范围内进行推广，多个省市出台了调峰补偿标准，主要按调峰电量给予充电补偿，价格0.15-0.8元/KWh不等。
参与调频服务获得调频补偿。各省对于调频的补偿金额不同，调频主要按调频里程给予调频补偿，根据机组响应AGC调频指令的程度。
事故应急及恢复服务。事故应急及恢复服务包括黑启动、稳定切机等。部分南方省份开始推动独立储能参与黑启动服务，独立储能的收益进一步拓宽。
容量补偿在国外电力市场广泛应用
容量电价收入是一种激励机制，能起到补偿固定成本、激励电源投资、保障容量供应等作用，在国外电力市场中有着广泛应用。我国大多数省份容量补偿机制仍在研究制定中，缺乏统一、平等、稳定的储能容量回收机制。
甘肃在全国范围内首次为储能电站开放了调峰容量市场，储能参与调峰容量市场补偿标准上限为300元/MW/日。2023年，煤电容量电价已经正式出台，储能容量电价预计也将马上确定。
虑到未来，新能源配储成标配，且随着相关政策陆续出台，电力市场化改革进程不断加快，独立电网侧储能的发展前景将十分可观!
用户侧储能盈利模式
现阶段主要的收益模式：
1、峰谷套利：在负荷低谷时，以较便宜的低谷电价对储能电池进行充电，在负荷高峰时由储能电池向负荷供电，实现峰值负荷的转移，从峰谷电价中获取收益。
2、能量时移：在户用或工商业光储系统中，通过储能系统平滑发电量和用电量，提升光伏发电和消纳率，最大程度实现利益最大化。
3、需求管理：工商业园区安装储能系统后，通过储能适时充放，保障变压器功率不会超出限制，从而达到降低用户需量电费，减少工商业园区用电成本的目的。
4、需求侧响应：在用电紧张时，主动减少用电，通过削峰等方式，响应供电平衡，并由此或得经济补偿。
5、电力现货市场交易：工商业储能系统因容量较小，难以满足电力交易市场中买方对于一次性调用量的需求，可通过虚拟电厂以聚合方式参与电力市场交易。
6、电力辅助服务：由发电企业、电网经营企业和电力用户所提供的服务，工商业储能可通过参与辅助服务获得收益。
总的来说，目前国内居民用电价格水平远低于国外，价格驱动不足；但是随着双碳目标的临近，国有企业、工商业将积极探索节能降碳途径，工商业储能将迎来更广阔市场，行业竞争也将更加激烈。
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