新型储能在快速发展的同时，面临成本高、融合难、安全性差等问题，探索新型储能参与市场的商业模式，积极寻找破局点已格外迫切。从目前多个省份开展新型储能商业模式的实践经验中，可将商业模式较为系统地概括为电源侧新型储能商业模式、电网侧新型储能商业模式、用户侧新型储能商业模式。

电源侧新型储能商业模式

该模式下主要包括新能源按比配储、火储联合调频两种模式。

新能源按比配储即“新能源+储能”的运营模式。目前，新型电力系统建设的主要矛盾，已经从“弃风弃光”严重的经济学问题逐渐转变为大规模并网带来的安全性问题。新型储能具有响应速度快、调节能力强的优点，正好可以弥补新能源发电站自身调节能力不足的缺陷。新疆、山东等多个地区出台政策明确要求新增风力发电、光伏发电项目时需要按照新能源装机比例的5%~20%配置1~2小时的储能系统。按比例配储的新能源场站，一方面可以从电力辅助服务市场通过峰谷套利的方式获得可观的收益，降低地方电网峰谷差，实现新能源大范围、长距离的稳定消纳，另一方面可以通过绿电交易、绿证和碳交易市场，获得附加利益和竞争优势。

火储联合调频是指火电厂通过加装储能提升火电厂的调节性能，以弥补火电机组爬坡速度慢的劣势，实现火电机组灵活性改造。国家能源局此前颁布的《发电厂并网运行管理实施细则》等文件，为火储联调项目确立了补偿机制。近几年随着电化学储能调频项目的数量增多，火电站配置电化学储能提供调频等辅助服务已成为当前经济性最高的储能应用模式之一。但和电能量调节相比，调频辅助服务市场空间较小，大量储能技术涌入调频市场必然对调频价格造成较大冲击。从短期来看，一些装机规模较大、自身调节能力较强的火电机组在进行储能配置的改造后，收益也会更有保障。从长期来看，随着顶层设计、配套机制的不断完善，火储联调未来还会拓展到一次调频市场，从而进一步拓宽盈利渠道，收益空间也会更加明朗。

电网侧新型储能商业模式

该模式下主要包括输配电价疏导、共享储能、独立储能三种模式。

输配电价疏导，即将电网侧新型储能的建设成本纳入输配电价回收。在现行机制下，配建储能的成本仍由发电侧承担，新能源发电企业的运营压力较大。2021年国家发展改革委、国家能源局共同发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，为储能成本疏导留下了政策空间。这也意味着未来电力用户可能面临更高的电能价格。研究新型储能价格政策，探索合理的政府补偿标准，充分利用市场机制，将有望通过输配电业务在兼顾福利和效率的前提下实现电网侧新型储能的成本回收。