中國儲能網(wǎng)訊：
模式①：發(fā)電側(cè)自建配儲→儲存棄風棄光電量→向電網(wǎng)企業(yè)增發(fā)電量（發(fā)電側(cè)）
發(fā)電企業(yè)利用自建儲能，獲得電量增發(fā)收益；收益來源：電網(wǎng)企業(yè)；收益金額：增發(fā)電量×電網(wǎng)側(cè)購電電價。
在當前新能源棄用率較低情況下，發(fā)電側(cè)通過配儲消納新能源電力的經(jīng)濟性不佳，是在政策強配壓力下新能源發(fā)電的成本項。在未來儲能系統(tǒng)成本下降或上網(wǎng)電價上升時，或有經(jīng)濟性。
以光伏電站為例，假設(shè)每年棄光率為2%，增加儲能設(shè)備后，可以帶來2%的額外電費收入，但是將增加儲能設(shè)備的成本。根據(jù)測算，僅光伏發(fā)電內(nèi)部收益率IRR為8.48%，配儲解決棄光后下降至5.30%，配儲后收益率低于不配儲的情況。
模式②：參與電力輔助服務(wù)市場，提供調(diào)峰服務(wù)（發(fā)電側(cè)/電網(wǎng)側(cè)）
發(fā)電側(cè)提供調(diào)峰服務(wù)，在電力輔助服務(wù)市場進行交易；收益來源：市場化交易
調(diào)峰輔助服務(wù)市場可以看作對于發(fā)電權(quán)的交易，可以看成是調(diào)峰能力弱或調(diào)峰意愿不足的發(fā)電企業(yè)向調(diào)峰能力富裕且愿意提供更多輔助服務(wù)的發(fā)電企業(yè)購買了發(fā)電權(quán)。
模式③：參與電力輔助服務(wù)市場-調(diào)頻輔助服務(wù)（發(fā)電側(cè)/電網(wǎng)側(cè)）
發(fā)電側(cè)/電網(wǎng)側(cè)提供調(diào)頻服務(wù)，在電力輔助服務(wù)市場進行交易。
南方電網(wǎng)調(diào)頻服務(wù)市場交易模式：所有上網(wǎng)主體均要按照上網(wǎng)電量繳納調(diào)頻費，形成資金池；電站投資方通過與火電廠簽訂合約的方式在火電廠旁建設(shè)儲能調(diào)頻電站。根據(jù)提供的調(diào)頻服務(wù)，電網(wǎng)從將資金池中資金以調(diào)頻補貼方式給予電站，隨后電廠與電站分成。
電網(wǎng)調(diào)頻指令通過市場化競標的方式?jīng)Q定調(diào)頻指令執(zhí)行的中標方，其中標參考指標為（報價/性能指標K），按照由低到高的順序依次中標；當儲能電站各項參數(shù)均處于行業(yè)領(lǐng)先的水平時，預(yù)計調(diào)頻IRR約18.65%。
模式④：為新能源企業(yè)提供租賃服務(wù)（電網(wǎng)側(cè)）
獨立儲能可以將部分容量租賃給新能源企業(yè)，使新能源項目滿足政策配儲要求。租賃比例取決于新能源建設(shè)節(jié)奏，和地方強配比例、執(zhí)行力度；以河南省新政為例，建議租賃費用標準為260元/KW·年；
模式⑤：參與電力現(xiàn)貨市場，通過電價差套利（發(fā)電側(cè)/電網(wǎng)側(cè)/用戶側(cè)）
當前現(xiàn)貨市場價差套利機制逐漸完善；2022年來，日現(xiàn)貨價差超過1元/kWh時或有出現(xiàn)，儲能電站的利用價差套利獲取更大利潤帶來了空間。
作為充放電時長2小時及以上的儲能系統(tǒng)來說，應(yīng)考慮平均可獲得的充放電電價差。以山東為例，平均兩小時最高電價約0.7元/kWh左右，平均最低電價是約0.1元/kWh左右，在考慮儲能充電時需要承擔的容量電價（0.0991元/kWh），以及現(xiàn)貨交易規(guī)則下的一些附加成本（約0.02元/kWh），一個2小時的儲能電站實際可獲得的充放電電價差約為0.5元/kWh左右。以85%的循環(huán)效率，全年運行330天，每天一次充放電循環(huán)計算，全年可獲得的現(xiàn)貨市場收益約為2481萬元。
模式⑥：工商業(yè)/戶用儲能利用峰谷價差，節(jié)省電費成本（用戶側(cè)）
利用谷時較低電價對儲能設(shè)備進行充電；在峰時電價較高時儲能放電。
峰谷價差越大，收益越好。我國政策推進擴大峰谷價差，部分省份如廣東、浙江、內(nèi)蒙古、河北等推行尖峰電價，進一步擴大峰谷價差。根據(jù)測算，峰谷價差達0.7元/kWh時，儲能IRR達8.60%。
