中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：
模式①：發(fā)電側(cè)自建配儲(chǔ)→儲(chǔ)存棄風(fēng)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(chǔ)能，獲得電量增發(fā)收益；收益來(lái)源：電網(wǎng)企業(yè)；收益金額：增發(fā)電量×電網(wǎng)側(cè)購(gòu)電電價(jià)。
在當(dāng)前新能源棄用率較低情況下，發(fā)電側(cè)通過(guò)配儲(chǔ)消納新能源電力的經(jīng)濟(jì)性不佳，是在政策強(qiáng)配壓力下新能源發(fā)電的成本項(xiàng)。在未來(lái)儲(chǔ)能系統(tǒng)成本下降或上網(wǎng)電價(jià)上升時(shí)，或有經(jīng)濟(jì)性。
以光伏電站為例，假設(shè)每年棄光率為2%，增加儲(chǔ)能設(shè)備后，可以帶來(lái)2%的額外電費(fèi)收入，但是將增加儲(chǔ)能設(shè)備的成本。根據(jù)測(cè)算，僅光伏發(fā)電內(nèi)部收益率IRR為8.48%，配儲(chǔ)解決棄光后下降至5.30%，配儲(chǔ)后收益率低于不配儲(chǔ)的情況。
模式②：參與電力輔助服務(wù)市場(chǎng)，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(chǎng)進(jìn)行交易；收益來(lái)源：市場(chǎng)化交易
調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)可以看作對(duì)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(gòu)買了發(fā)電權(quán)。
模式③：參與電力輔助服務(wù)市場(chǎng)-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(chǎng)進(jìn)行交易。
南方電網(wǎng)調(diào)頻服務(wù)市場(chǎng)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(fèi)，形成資金池；電站投資方通過(guò)與火電廠簽訂合約的方式在火電廠旁建設(shè)儲(chǔ)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(bǔ)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(guò)市場(chǎng)化競(jìng)標(biāo)的方式?jīng)Q定調(diào)頻指令執(zhí)行的中標(biāo)方，其中標(biāo)參考指標(biāo)為（報(bào)價(jià)/性能指標(biāo)K），按照由低到高的順序依次中標(biāo)；當(dāng)儲(chǔ)能電站各項(xiàng)參數(shù)均處于行業(yè)領(lǐng)先的水平時(shí)，預(yù)計(jì)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(dú)立儲(chǔ)能可以將部分容量租賃給新能源企業(yè)，使新能源項(xiàng)目滿足政策配儲(chǔ)要求。租賃比例取決于新能源建設(shè)節(jié)奏，和地方強(qiáng)配比例、執(zhí)行力度；以河南省新政為例，建議租賃費(fèi)用標(biāo)準(zhǔn)為260元/KW·年；
模式⑤：參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)，通過(guò)電價(jià)差套利（發(fā)電側(cè)/電網(wǎng)側(cè)/用戶側(cè)）
當(dāng)前現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)差套利機(jī)制逐漸完善；2022年來(lái)，日現(xiàn)貨價(jià)差超過(guò)1元/kWh時(shí)或有出現(xiàn)，儲(chǔ)能電站的利用價(jià)差套利獲取更大利潤(rùn)帶來(lái)了空間。
作為充放電時(shí)長(zhǎng)2小時(shí)及以上的儲(chǔ)能系統(tǒng)來(lái)說(shuō)，應(yīng)考慮平均可獲得的充放電電價(jià)差。以山東為例，平均兩小時(shí)最高電價(jià)約0.7元/kWh左右，平均最低電價(jià)是約0.1元/kWh左右，在考慮儲(chǔ)能充電時(shí)需要承擔(dān)的容量電價(jià)（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(gè)2小時(shí)的儲(chǔ)能電站實(shí)際可獲得的充放電電價(jià)差約為0.5元/kWh左右。以85%的循環(huán)效率，全年運(yùn)行330天，每天一次充放電循環(huán)計(jì)算，全年可獲得的現(xiàn)貨市場(chǎng)收益約為2481萬(wàn)元。
模式⑥：工商業(yè)/戶用儲(chǔ)能利用峰谷價(jià)差，節(jié)省電費(fèi)成本（用戶側(cè)）
利用谷時(shí)較低電價(jià)對(duì)儲(chǔ)能設(shè)備進(jìn)行充電；在峰時(shí)電價(jià)較高時(shí)儲(chǔ)能放電。
峰谷價(jià)差越大，收益越好。我國(guó)政策推進(jìn)擴(kuò)大峰谷價(jià)差，部分省份如廣東、浙江、內(nèi)蒙古、河北等推行尖峰電價(jià)，進(jìn)一步擴(kuò)大峰谷價(jià)差。根據(jù)測(cè)算，峰谷價(jià)差達(dá)0.7元/kWh時(shí)，儲(chǔ)能IRR達(dá)8.60%。
