截至到今年6月底，目前在运的新型储能电站大约645个，装机规模接近1600万千瓦；其中在电力交易平台注册的只有169个，规模大概是860万千瓦，只占到55%。参与市场交易的新型储能大概55个，规模占储能总装机28%左右。
2023年10月31日至11月2日，SNEC第八届(2023)国际储能技术和装备及应用(上海)大会上，国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧做了《新型储能商业模式及交易机制探讨》的分享。她强调，在新型电力系统的应用中，一定要充分考虑新型储能和抽水蓄能的差异化，把新型储能当做抽水蓄能来用，那可能构成资源错置和浪费。
新型储能发展的最主要动力还是高比例新能源，而新能源最主要的特征是能量密度低，这类能源最简单、最经济的利用方式是就近利用。有估算认为，在未来相对成熟、相对经济的系统里面，分布式能源占比应该在30%以上。对此，李琼慧重点强调了两点。
第一，储能的商业模式一定是在分布式，或者源网荷储一体化中找到机会，这才是储能商业模式创新最好的点。李琼慧认为，新型储能如果跟大储、抽蓄一样，商业模式的创新很难实现。
第二，储能和调峰能力并不完全对等。此前国家能源局出台文件明确强调，要加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的电力发展机制，这其实也是在强调抽蓄和新型储能的差异化。
储能不再能奢望像过去风光一样，初期依靠电价、促投资的补贴政策支持发展。“依靠市场找到商业模式才是真正的王道。”
李琼慧特别强调，未来的电力系统一定是源网荷储共同承担消纳责任。所以有人说强制配储不合理，源侧配储更多是源侧承担责任的一种体现，而不该认为它是强制性的配储。未来高比例的新能源一定需要源网荷储协调，这也是传统电力系统跟当前新型电力系统的区别。
去年11月份发布的报告提到，新型储能的利用率只有不到6%。李琼慧表示，实际的小时数除以合理的利用小时数，算出来才是真正的利用率。所以储能合理的利用率肯定跟常规机组不一样。火电一般合理的利用率是5000小时，储能较抽蓄正常的利用小时数一般不超过2000左右，一充一放，一年1000多小时数。储能到底利用率应该怎么算？李琼慧表示，国家也在制定相关标准。
从储能调用方式来看，目前主要分为非市场化调用和自调用，户用储能和有些源侧在场站内建的储能是属于自调用，共享储能、独立储能，大部分是以市场化的形式被调用。
目前国内第一批、第二批共有14个省份实现了电力现货市场交易，今年要求所有的省份实现电力现货交易并开展长周期的结算。李琼慧表示，从目前的统计来看，大概有55%的独立储能参与各种类型的电力市场，仍有45%的独立储能没有参与市场化交易，这其中有的是自调用、也有接受调度调用。
而且李琼慧指出，配建的储能主要是源侧的储能，目前问题最多的是源侧储能。按照原来的政策文件，除了保障性规模以外、开发商还有意愿建设新能源的，需要通过购买或者自建调节能力来增加装机，所以原来配储的目的不是为了用，而且为了拿到新能源开发规模。因此电源侧配建储能的利用率是比较低的。
按照国家能源局文件，一部分配建储能可以转变为独立储能，但是文件里面特别强调：源网荷储一体化配的储能不能拿出来作为独立储能运营，所以可以部分作为配建储能，部分作为独立储能来用。而用户侧储能主要是按照峰谷电价的引导，基本属于自调用的模式。
国家能源局在2021年底印发的新版两个细则中，已经明确给予了储能市场地位，从客观上来讲国家层面已经允许储能参与市场，只不过各个省电力市场存在差异，储能在不同的省参与市场的方式也是略有区别。
以储能参与调峰市场为例，一般要求储能容量至少是4MW、10MWh，补偿价格一般在2毛钱左右，南方区域给予的调峰补偿价格最高；而甘肃则是建立了首个调峰容量市场，给予储能参与调峰容量市场的补贴上限每兆瓦时300元。储能参与调频市场最早起源于山西，目前也有7个省份允许储能参与调频辅助服务市场，特别是山西提出了按照里程报价的方式，按效果补偿。2022年6月，国家能源局出台了《关于推动新型储能参与电力市场和调用的通知》后，各大电网企业也在研究如何提高储能的利用水平。
截至到今年6月底，目前在运的新型储能电站大约645个，装机规模接近1600万千瓦；其中在电力交易平台注册的只有169个，规模大概是860万千瓦，只占到55%。参与市场交易的新型储能大概55个，规模占储能总装机28%左右。
目前新型储能的收益模式来看，包括湖南、宁夏等没有开展电力现货的省份，主要是以容量租赁辅助服务补偿为主。青海最新的市场规则是通过支持推广共享储能的模式获取收益。现在收益比较好的地区是山东，可以通过三种方式实现盈利，一是储能可以实现容量租赁收益，即新能源场站按照配建的规则、支付一些容量租赁的费用；第二现货市场来说，储能还可以获得价差套利，第三，新型储能在电力辅助服务市场还有容量电价收益。
在山西，储能主要是电力现货获得价差套利，还有一次调频辅助服务市场收益。甘肃主要是利用现货的价差套利和辅助服务的市场来获得收益，调峰容量市场机制。用户侧主要是利用工商业的峰谷价差套利，而且当达到一定程度时，需量电费收益的盈利水平也是可观的，现在的问题是盈利水平能否持续。
李琼慧表示，储能未来一定要关注四种可能的商业模式。
1，电源侧配储能，虽然强配会有些问题，未来可能会出现其他的方式。这个强配是通俗的说法，文件里说的是保障性规模之外，需要额外增加并网规模的，就需要通过购买或者自建调峰能力来增加并网的规模。源侧未来更多是通过经济性的激励，鼓励源侧配储；“源网荷储一体化”或多能互补，这一类的储能可能也是必不可少的。
2，共享储能。既然是共享，可能要通过收取容量费用，因为共享是一定范围内的。
3，电网替代型储能。去年6月份国家发布的文件专门提到了电网替代型储能，鼓励电网企业可以建一部分以实现电网功能为主的储能，电网替代型储能主要的应用场景包括应急电源、边远地区的容量替代，以及提升供电服务质量的设施。
4，用户侧，光伏+储能的形式等。
李琼慧总结指出，当前，独立储能可以参与各种市场辅助服务获得补偿，有的是通过在共享区域内给予的容量租赁费用，如果三种都有参与、其收入水平肯定更高一些。而国家当前鼓励共享储能参与市场，以及通过聚合的方式参与市场。将来，储能肯定也会从一充一放演变到到一充多放、或者随充随放，一充多放和随充随放在市场获得的价值肯定也不一样。
